DE3440133A1 - Verfahren zum hydroprocessing einer erdoelrueckstandsfraktion - Google Patents
Verfahren zum hydroprocessing einer erdoelrueckstandsfraktionInfo
- Publication number
- DE3440133A1 DE3440133A1 DE19843440133 DE3440133A DE3440133A1 DE 3440133 A1 DE3440133 A1 DE 3440133A1 DE 19843440133 DE19843440133 DE 19843440133 DE 3440133 A DE3440133 A DE 3440133A DE 3440133 A1 DE3440133 A1 DE 3440133A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- zone
- temperature
- hydrothermal
- stripping zone
- hydrogen
- 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.)
- Withdrawn
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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
-
- 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
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- 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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
- C10L5/02—Solid fuels such as briquettes consisting mainly of carbonaceous materials of mineral or non-mineral origin
- C10L5/06—Methods of shaping, e.g. pelletizing or briquetting
- C10L5/10—Methods of shaping, e.g. pelletizing or briquetting with the aid of binders, e.g. pretreated binders
- C10L5/14—Methods of shaping, e.g. pelletizing or briquetting with the aid of binders, e.g. pretreated binders with organic binders
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geology (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Verfahren zum Hydroprocessing einer Erdölrückstandsfraktion.
5
5
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Hydroumwandlung von schweren kohlenwasserstoffhaltigen
Frakionen oder Rückständen. Insbesondere befaßt sie sich mit einem Zweistufenverfahren für die hydrothermale
und hydrokatalytische Umwandlung von Erdölrückständen.
Die Herstellung von flüssigen Produkten durch Hochtemperatur-
und -druckhydrierung von schweren kohlenwasserstoffhaltigen
Fraktionen oder Rückständen, die auf Erdöl, ölschiefer, Teersande oder Kohle zurückgehen,
ist bekannt. Die erhaltenen Flüssigkeiten werden jedoch oft in unwirtschaftlicher Weise unter hohem
Sauerstoffverbrauch und Katalysatorverbrauch erhalten,
wobei eine übermäßige Produktion von leichteren, normalerweise gasförmigen Produkten in Kauf zu
nehmen ist.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform eines Zwei-Stufenverfahrens
für die Hydroumwandlung von schwerem Kohlenwasserstoffen wird das schwere Material zuerst
erhitzt und einer sehr scharfen hydrothermalen Behandlung unterzogen, vorzugsweise ohne zugesetzte
Katalysator- oder Kontaktmaterialien, und zwar in Gegenwart von Wasserstoff bei ungefähr 400 bis
48O0C (750 bis 9000F), worauf der ganze Abstrom aus
der ersten Stufe (Gase, Flüssigkeiten und Feststoffe) direkt einer katalytischen Hydrocrackzone vorzugsweise
bei einer Temperatur unterhalb 43O0C (8000F), die tiefer ist als die Temperatur in der
hydrothermalen Zone, zugeleitet wird. Gemäß einer
bevorzugten Ausführungsform dieses Verfahrens sind die hydrothermale Zone und der katalytische Reaktor kurz
geschlossen. Die Rückstandsumwandlung und die Destillatausbeute sind maximal- Eine Folge des Betriebs
der hydrothermalen Stufe unter scharfen Bedingungen liegt darin, daß mehr gecrackte Produkte und leichte
Gase in der hydrothermalen Stufe erzeugt werden. Ferner werden die Destillate, die in der hydrothermalen Stufe
gebildet werden, weiter in dem katalytischen Reaktor
hydriert. Obwohl dabei die Produktqualität verbessert wird, ist der Wasserstoffverbrauch höher. Die hydrothermale
Stufe, die unter hoher Temperatur durchgeführt wird, erzeugt gesättigte leichte Produkte,
die eine instabile Mischung mit den zurückbleibenden schweren nichtgecrackten Materialien bilden können,
von denen man annimmt, daß es sich um Aromaten sowie andere ungesättigte Verbindungen handelt. Der schwe-
xe Anteil des Rückstands besteht hauptsächlich aus
Asphaltenen, die ein aromatisches Medium für die Solubilisierung erfordern. Die Hauptmenge des Materials
kann dabei eine unzureichende Löslichkeit besitzen, so daß nichtgecrackte schwerere Asphaltene
in Lösung gehalten werden. Die Folge ist eine Phasentrennung und eine Ausfällung von Asphaltenen, die
dann aufzutreten neigt, wenn die Temperatur auf einen Wert zwischen der Temperatur der hydrothermalen Stufe
und der Temperatur der Hydrocrackstufe liegt, die bei niedrigererTemperatur betrieben wird.
Im Falle einer Kohleverflüssigung mit zugesetztem Erdölrückstand
lehrt die US-PS 4 330 393, daß die kleinen Mengen an Wasser und C1-C.-Gasen, die in der hydrothermalen
Stufe erzeugt werden, vorzugsweise entfernt werden, bevor der Ablauf die Hydrocrackzone zur Stei-
- - · -■'· ·-■■ : 3ΛΑ0133
gerung des Wasserstoffpartialdrucks in der Hydrocrackstufe
betritt. Die physikalische Strukturierung der hydrothermalen Zone gemäß der US-PS 4 330 393 ist derartig,
daß die Kohle/Rückstand-Aufschlämmung nach oben oder nach unten in dieser Zone fließen kann. Bei Vielstufenkohleverflüssigungsverfahren
gemäß der US-PS 4 110 192 hat es sich als vorteilhaft herausgestellt,
die Hauptmenge der Gase aus der Auflösungszone abzulassen, während gleichzeitig Wasserstoff und Flüssigkeiten
in die Auflösungszone eingeleitet und aus der Auflösungszone zu der katalytischen Behandlungszone abgeleitet
werden.
Im allgemeinen erfordern Zweistufenbehandlungen (hydrothermale und Hydrocrackbehandlung) mehr Wasserstoff,
der nach bekannten Verfahren aus Naturgas oder Kohle zu einem bestimmten Preis geliefert werden kann. Die
Kosten sollten dabei herabgesetzt werden, ohne daß dabei
(i) leichte Produkte, die Wasserstoff in den katalytischen Reaktoren verbrauchen, vor der katalytischen
Hydrcrackstufe abgetrennt werden, (ii) in einem gewissen Ausmaße eine Schwermetallabstoßung
vor der katalytischen Stufe erfolgt und
(iii) mildere Operationsbedingungen ausgewählt werden.
(iii) mildere Operationsbedingungen ausgewählt werden.
Es wäre vorteilhaft, wenn der Wasserstoffausnutzungsgrad
bei der Durchführung des Zweistufenrückstandshydroumwandlungsverfahren
in der Weise verbessert werden könnte, daß die Hydrierung der Mitteldestillatfraktion
des Produktes des Zweistufenverfahrens vermindert wird. Dies könnte bewerkstelligt werden, wenn die
leichteren Fraktionen, die gegebenenfalls Mitteldestil-
late enthalten, kontinuierlich aus dem Produkt der Auflösungsstufe entfernt werden. Es wäre ferner vorteilhaft,
wenn die leichten Produkte einschließlich der gesättigten Kohlenwasserstoffe, die sich in der
hydrothermalen Stufe eines Zweistufenrückstandsumwandlungsverfahrens
finden, kontinuierlich aus der zurückbleibenden Flüssigkeit zusammen mit Wasser,
Kohlenmonoxid sowie anderen Materialien, die eine
Instabilität bedingen und gegenüber den Verfahren
der katalytischen Hydrocrackstufe nachteilig sind, abgestrippt werden könnten. Auf diese Weise würde
die zweite Stufe wirksamer arbeiten und die Instabilität des Produkts gegenüber einer Asphaltenausfällung würde beseitigt. Diese und andere Vorteile werden durch das erfindungsgemäße Verfahren erzielt.
Instabilität bedingen und gegenüber den Verfahren
der katalytischen Hydrocrackstufe nachteilig sind, abgestrippt werden könnten. Auf diese Weise würde
die zweite Stufe wirksamer arbeiten und die Instabilität des Produkts gegenüber einer Asphaltenausfällung würde beseitigt. Diese und andere Vorteile werden durch das erfindungsgemäße Verfahren erzielt.
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Hydroprocessing einer Erdölrückstandsfraktion. Erfindungsgemäß
wird in einer hydrothermalen Behandlungsstrippzone eine Mischung aus der Erdölrückstandsfraktion
und hydrothermalen Reaktionsprodukten gebildet und gleichzeitig werden erhebliche Mengen an leichten
Produkten aus der Mischung in der Weise abgestrippt, daß die Mischung im Gegenstrom mit einem ersten Wasserstoffgasstrom
bei erhöhten Temperaturen kontaktiert wird. Ein gasförmiger Strom aus den leichten
Produkten wird aus der hydrothermalen Behandlungsstrippzone abgezogen, wobei ein schwererer Abstrom
zurückbleibt. Wenigstens ein erheblicher Teil des
schwereren Abstroms wird in einer Reaktionszone mit einem zweiten Wasserstoffgasstrom und einem von
außen zugeführten Hydrocrackkatalysator unter Hydrocrackbedingungen einschließlich einer Temperatur,
schwereren Abstroms wird in einer Reaktionszone mit einem zweiten Wasserstoffgasstrom und einem von
außen zugeführten Hydrocrackkatalysator unter Hydrocrackbedingungen einschließlich einer Temperatur,
die niedriger ist als die Temperatur der hydrotherma-
len Behandlungsstrippzone, kontaktiert. Ein zweiter
Abstrom wird aus der Hydrocrackzone abgezogen. 5
Die Erfindung wird durch die beigefügte Zeichnung näher erläutert. Diese Zeichnung zeigt ein Blockfließdiagramm
geeigneter Fließwege, wie sie bei der Durchführung einer
Ausführungsform der Erfindung eingehalten werden. 10
Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen des erfindungsgemäßen
Verfahrens beschrieben.
Die Zeichnung gibt eine bevorzugte Ausführungsform der
vorliegenden Erfindung wieder. Eine erhitzte (pumpfähige) Erdölrückstandsfraktion gelangt über die Leitung 1
in die hydrothermale Behandlungszone 10 und durchquert diese im allgemeinen nach unten im Gegenstromkontakt
zu zugesetztem Wasserstoffgas, das in die hydrothermaie
Behandlungsstrippzone 10 durch die Leitung 5 gelangt.
Der Rückstand wird erhitzt und in Gegenwart von zugesetztem Wasserstoffgas einer Hydrobehandlung unterzogen,
wobei sich eine Mischung aus Erdölrückstand und hydrothermalen Reaktionsprodukten bildet. Das Wasserstoffgas
durchquert die Zone 10 im allgemeinen in nach oben gerichteter Fließrichtung, wobei erhebliche Mengen
der leichteren Produkte aus der Mischung abgestrippt werden und aus der Behändlungsstrippzone durch die Leitung
15 abgezogen werden. Die Mischung aus der Zone 10 gelangt über die Leitung 20 zu der Zone 25, wo sie erforderlichenfalls
auf eine Temperatur abgekühlt wird, die niedriger ist als die Temperatur der hydrothermalen
Stufe und vorzugsweise bis zu ungefähr 850C niedriger
ist als die Temperatur der hydrothermalen Stufe. Die abgekühlte Mischung wird dann durch die Leitung 3 0 einer Hydrocrackzone 3 5 zugeführt, wo sie katalytisch in
Gegenwart von Wasserstoff hydrogecrackt wird, der durch
die Leitung 4 0 zugeleitet wird. Dabei wird ein flüssiges Produkt mit einer relativ niedrigen Viskosität,
das sich leicht von eventuellen öligen Rückständen abtrennen läßt, erzeugt.
Wie die Zeichnung im Detail zeigt, kann eine Erdölrückstandsfraktion
mit einem Lösungsmittel unter Bildung einer pumpfähigen Aufschlämmung gebildet werden
oder die Rückstandsfraktion kann nach herkömmlichen Methoden unter Bildung einer pumpfähigen Flüssigkeit
erhitzt werden. Das Grundausgangsmaterial gemäß vorliegender Erfindung ist eine Erdölrückstandsfraktion,
Schweröl oder ein kohlenwasserstoffhaltiges Material, das auf Erdöl, Kohle, Ölschiefer, Teersande, Bitumen,
Lignit oder Mischungen davon zurückgeht. Die Erdölrückstände, die auf schwere Rohmaterialien, wie Maya
(Mexico), Beta (Offshore, California), Hondo (Offshore California) und Pt. Arguello (Offshore California)
zurückgehen, sind besonders bevorzugt. Ein Lösungsmittel, das zur Herstellung des Ausgangsmaterials verwendet
wird, kann aus verschiedenen bekannten Lösungsmitteln ausgewählt werden, wobei es sich auch um ein
Lösungsmittelhandeln kann, das bei dem Verfahren anfällt.
Das erfindungsgemäße Verfahren ist jedoch dazu in der
Lage, einen höheren Metallgehalt in der Hydrocrackzone ohne vorherige Entmetallisierung oder Vorbehandlungsvorsichtsmaßnahmen
zu tolerieren, wenn eine kleine Menge, und zwar bis zu ungefähr 5 Gew.-%, zerkleinerter
Kohle mit dem Ausgangsmaterial aufgeschlämmt wird. Ein erheblicher Teil der Metalle des Rohmaterials
wird an dem Kohlerückstand, der in dem flüssigen Aus-
gangsmaterial suspendiert ist, gebunden oder abgeschieden,
so daß keine Ablagerung auf dem Crackkatalysator erfolgt.
Das als Ausgangsmaterial verwendete öl wird durch die Leitung 1 zu einer hydrothermalen Behandlungsstrxppzone
10 aus einem oder mehreren Behandlungsstrippern gefördert oder gepumpt, in denen das öl mit zugesetztem
Wasserstoff auf eine Temperatur zwischen ungefähr 400 und 48O0C (750 bis 9000F) und vorzugsweise ungefähr
425 bis 4550C (800 bis 8500F) während einer Zeitspanne
erhitzt wird, die dazu ausreicht, das ein Teil des
IB Ausgangsmaterials reagiert, wobei eine Mischung aus
Ausgangsmaterial und hydrothermalen Reaktionsprodukten einschließlich leichten Produkten gebildet wird.
Derartige leichtere Produkte sind saure Gase, wie Kohlenmonoxid, leichte gesättigte Kohlenwasserstoffe>
wie Methan, Äthan und Butan, sowie die leichteren
Fraktionen von kohlenwasserstoffhaltigen ölen, gegebenenfalls einschließlich solcher, die im allgemeinen
als Mitteldestillate bekannt sind, d.h. die einen normalen Siedepunkt von bis zu ungefähr 3700C (7000F)
besitzen.
Vorzugsweise wird das Ausgangsmaterial· auf wenigstens 4000C (75O0F) erhitzt, um eine ausreichende Umwandlung
in der hydrothermalen Zone zu erzielen. Ferner ist es gewöhnlich vorzuziehen, das Ausgangsmaterial nicht
auf Temperaturen oberhalb ungefähr 4800C (9000F) zu
erhitzen, um eine übermäßige thermische Crackung zu verhindern, durch die merklich die Gesamtausbeute des
normalerweise flüssigen Produktes herabgesetzt wird.
Die hydrothermale Behandlungsstrippzone 10 besteht im
Prinzip aus einem oder mehreren länglichen Gefäßen, die vorzugsweise frei von zugesetzten äußeren Katalysator-
oder Kontaktmaterialien sind, und derartig ausgestaltet sind, daß in wenigstens einem Gefäß dieser
Zone das Ausgangsmaterial nach unten fließt, während Wasserstoffgas nach oben im Gegenstromkontakt zu der
erhitzten Beschickung und der Mischung, die auf die hydrothermale Reaktions zurückgeht, strömt. Im allgemeinen
kann das Gefäß, das zur kontinuierlichen Kontaktierung des Wasserstoffgases mit der Beschickung
verwendet wird, ein Turm sein, der mit einem festen Packmaterial gefüllt ist, oder ein leerer Turm, in
welchen die Beschickung eingesprüht werden kann und durch welchen das Gas fließt, oder ein Turm, der eine
bestimmte Anzahl von Glockenboden oder Ventilplatten enthält, wobei jedoch das Gas und das Ausgangsmaterial
im wesentlichen im Gegenstromkontakt zueinander strömen, um die größtmögliche Konzentrationstriebkraft
zu erzielen und damit die größte Desorptionsrate, d„h.,
um ein optimales Strippen zu bewirken. Faktoren bezüglich der Ausgestaltung dieser Einheit sind "Chemical
Engineers Handbook", Perry and Chilton, 5. AufIg., McGraw-Hill, Abschnitte 4, 14 und 18, zu entnehmen.
Die hydrothermale Behandlungsstrippzone 10 kann eines
oder mehrere Behandlungsgefäße aufweisen, in welchen die Beschickung und zugesetzter Wasserstoff im Gegenstrom
oder im Gleichstrom sich bewegen, wobei es jedoch wesentlich ist, daß sie wenigstens ein Behandlungsstrippgefäß
aufweist, in welchem die hydrothermale Produktmischung aus Ausgangsmaterial und Reaktionsprodukt im Gegenstrom zu einem Wasserstoffgasstrom
strömt. Das Behandlungsstrippgefäß kann als mit Flüssigkeit gefülltes Gefäß mit Niveausteuerung betrieben werden,
um zu gewährleisten, daß das Gefäß mit einer Flüssigkeitsmischung
bis zu einem bestimmten Niveau arbeitet, wodurch die Verweilzeit der Mischung in der hydrothermalen
Zone gesteuert werden kann. Die Niveaukontrolle wird von Perry und Chilton in der vorstehend
angegebenen Literaturstelle im Abschnitt 22 beschrieben. Diese Verfahrensausgestaltung wird unter den Be-
^ dingungen bevorzugt, unter welchen eine erhebliche
Rückvermischung für das Verfahren und seine Produkte nicht nachteilig ist. Vorzugsweise wird das Behandlungsstrippgefäß
als Reaktor mit kontinuierlichen Stufen des vertikalen Typs (Perry and Chilton, loc.cit., Abschnitt
4, Seite 21) durch Verwendung der vorstehend beschriebenen Reaktorinneneinrichtungen betrieben. Diese Betriebsausgestaltung
wird unter Bedingungen bevorzugt, die eine minimale Rückvermischung erfordern.
Die Ausbeutestruktur der Produkte, die in der hydrothermalen Behandlungsstrippzone 10 erhalten werden,
wird verbessert (d.h. weniger leichte und normalerweise gasförmige Produkte werden erzeugt), wenn die
Gefäße der Zone 10 eine in Reihe abgestufte Temperatur aufweisen, d.h., wenn ein sich auf hoher Temperatur
befindliches Gefäß sich in der Nähe des Einlasses der Zone 10 an der Leitung 1 befindet und sich ein Gefäß
mit niedriger Temperatur in der Nähe der Auslaßzone 10 an der Leitung 20 befindet, wobei alle Temperaturen
in der Zone 10 innerhalb des vorstehend erwähnten Bereiches
liegen. Durch Absenken der Temperatur in Richtung auf die Auslaßzone 10 wird die Mischung nicht nur
für die nächste Stufe in der Zone 25 und in der Zone 35 mit niedriger Temperatur vorbereitet, sondern auch
die Crackreaktionen werden herabgesetzt. Eine Temperaturkontrolle längs einer Reihe von Gefäßen läßt sich in
einfacher Weise durch Zwischenkühlung zwischen Gefäßen durch Wärmeaustausch oder durch Abschreckgaseinspritzung
bewerkstelligen. Ähnliche Vorteile sind in einer Behandlungsstrippzone 10 mit einem Gefäß durch Verwendung
des vorstehend erwähnten Reaktors mit kontinuierlichen Stufen erzielbar. Wird in einem mit Stufen versehenen
Reaktor eine Rückmischung beseitigt oder vermindert, dann wird ein abnehmendes Temperaturprofil in
dem Behandlungsstrippgefäß durch Verwendung von beispielsweise eines nach unten fließenden vorerhitzten
Ausgangsmaterials 1 und eines nach oben fließenden Wasserstoffabschreckgasstroms 5 erhalten. Gemäß einer
anderen Ausführungsform wird Wasserstoffgas in das sich
vertikal ausdehnende Behandlungsstrippgefäß bei verschiedenen Positionen längs der vertikalen Achse des
Gefäßes eingespritzt. Gemäß einer anderen .Ausführungsform kann die Abkühlstufe 25 nicht erforderlich sein,
um die tiefere Temperatur zu erzielen, die für die Hydrocrackstufe 35 innerhalb der angegebenen Temperaturbereiche
erforderlich ist, wenn eine Auflösungsstrippzone mit Temperaturabstufungen verwendet wird.
In Abhängigkeit von den Betriebsbedingungen sowie den
vorstehend erwähnten Ausgestaltungsfaktoren, die im Ermessen des Fachmanns liegen, strippt das im Gegenstrom
fließende Wasserstoffgas, das durch die Leitung 5 eingeführt wird und aus frischem und recycliertem
Wasserstoff besteht, die Mischung mehr oder weniger gründlich, was die Menge der abgestrippten leichten
Produkte und die normalen Siedepunkte der leichten Produkte, die aus der Mischung abgestrippt werden,
betrifft. Es ist gegebenenfalls vorzuziehen, erhebliehe Mengen an Mitteldestillaten mit normalen Siede-
punkten unterhalb ungefähr 26O0C (5000F) aus der
hydrothermalen Behandlungsstrippzone 10 abzustrippen und über die Leitung 15 zu entfernen. Es ist
vorzuziehen, daß erhebliche Mengen an allen leichten Kohlenwasserstoffen mit normalen Siedepunkten unterhalb
ungefähr 200C (7O0F) aus der hydrothermalen Behandlungsstrippzone
10 abgestrippt und über die Leitung 15 entfernt werden. Am meisten ist es vorzuziehen
,daß im wesentlichen alle Gase mit Siedepunkten unterhalb ungefähr O0C (32°F) aus der hydrothermalen
Behandlungsstrippzone 10 abgestrippt und über die Leitung 15 entfernt werden. Wasserstoff sollte
vor dem Abstrom 15 für eine erneute Zuführung zu dem
Verfahren abgetrennt werden. Die leichten Kohlenwasserstoffprodukte
in dem Abstrom sollten fraktioniert und direkt verwendet werden oder erforderlichenfalls
weiteren Behandlungen für besondere Verwendungszwecke unterzogen werden.
Die Betriebsbedigungen in der hydrothermalen Behandlungsstrippzone
können erheblich schwanken, mit Ausnahme der Temperatur. Andere Reaktionsbedingungen
in der hydrothermalen Behandlungsstrippzone sind eine Verweilzeit von 0,01 bis 3,0 Stunden, vorzugsweise
0,1 bis 1,0 Stunden, ein Druck von 0 bis 700 bar und vorzugsweise 105 bis 350 bar und ganz besonders 105
bis 175 bar, eine Wasserstoffgasgeschwindigkeit von 0 bis 566 m3 pro 159 Liter (barrel) der Beschickung
und vorzugsweise 85 bis 283 m3 pro 159 Liter der Beschickung und eine stündliche Flüssigkeitsraumströmungsbeschwindigkeit
von ungefähr 0,3 bis 100 hr*~ und vorzugsweise ungefähr 1 bis 10 hr
-15-
Ein bemerkenswerter Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens besteht in der Entkupplung der Wasserstoffzufuhr
zu den Behandlungs- und Hydrocrackstufen 10 und
35, während die Behandlungs- und Hydrocrackstufen erforderlichenfalls eng verkuppelt sind. Folglich können
in der hydrothermalen Behandlungsstrippzone 10 ein optimaler Wasserstoffdruck und eineoptimaler
Wasserstoffgasgeschwindigkeit eingestellt werden, während gleichzeitig ein anderer optimaler Wasserstoffdruck
und eine andere Gasgeschwindigkeit in der katalytischen Hydrocrackzone 35 eingestellt
werden. In dem Verfahren des gleichströmenden Wasserstoffgasstroms
sowie der Flüssigkeit ist diese Flexibilität nicht praktisch. Im allgemeinen soll
die Wasserstoffgasfließgeschwindigkeit höher sein in der Hydrocrackzone infolge des größeren Wasserstoff
Verbrauchs. Indem eine nichtgezeigte Pumpe in
die Leitung 30 eingebaut wird, kann man bei niedrigerem Wasserstoffdruck in der Zone 10 und bei höherem
Wasserstoffdruck in der Zone 35 arbeiten.
Die Behandlungszone enthält im allgemeinen keinen Katalysator aus einer äußeren Quelle, obwohl Mineralmaterialien
in der zugesetzten Kohle, falls eine solche verwendet wird, einen gewissen katalytischen Effekt
ausüben können. Die Mischung aus schwereren Produkten und nichtumgewandelter Beschickung sowie alle zurückbleibenden
leichteren Produkte werden durch die Leitung 20 einer Kühlzone 25 zugeleitet. Die Kühlzone 25
enthält in typischer Weise einen Wärmeaustauscher oder eine ähnliche Einrichtung/ wobei der Ablauf aus
der Behandlungszone 10 auf eine Temperatur unterhalb der Temperatur der Behandlungsstufe und wenigstens
auf einen Wert unterhalb von 425°C (8000F) abgekühlt
wird. Ein Abkühlen in der Zone 25 kann auch dadurch bewirkt werden, daß frischer kalter Wasserstoff erforderlichenfalls
zugesetzt wird. Die Kühlzone 25 ist ein gegebenenfalls einzuhaltendes Merkmal dieser
Ausführungsform und braucht nicht notwendig zu sein, um den Temperaturgradienten zwischen der Zone
1 0 und der Zone 35 zu bewirken. Gegebenenfalls weist die Zone 25 eine Blitzverdampfungseinheit auf,
um leichte Lösungsmittelfraktionen aus den zurückbleibenden flüssigen Produkten in dem schwereren
Ablaufstrom zu entfernen. Die leichten Lösungsmittelfraktionen
können zur Erzeugung von Prozesswärme verbrannt werden.
Die Mischung aus schwereren Reaktionsprodukten und Beschickung und zurückbleibenden leichten Produkten
wird durch die Leitung 30 der Reaktionszone 35 zugeführt, die einen Hydrocrackkatalysator enthält. Wasserstoff
aus frischem und/oder recycliertem Wasserstoff wird durch die Leitung 40 in die Hydrocrackzone 35
eingeführt. In der Hydrocrackzone erfolgen die Hydrierung und die Crackung gleichzeitig und die Verbindungen
mit höherem Molekulargewicht werden in Verbindungen mit niedererem Molekulargewicht umgewandelt. Der
Schwefel in den schwefelenthaltenden Verbindungen wird zu Schwefelwasserstoff, der Stickstoff in den stickstof
f enthaltenden Verbindungen in Ammoniak und der Sauerstoff in den sauerstoffenthaltenden Verbindungen
in Wasser umgewandelt. Vorzugsweise ist die katalytische Reaktionszone eine Festbettzone, ein Fließbett
oder ein sich bewegendes Bett können jedoch ebenfalls verwendet werden. Die Mischung aus schwereren
Reaktionsprodukten und nichtumgewandelter Beschickung strömt vorzugsweise nach oben durch die
katalytische Reaktionszone, sie kann jedoch auch
nach unten strömen. Eine Gegenstrom- oder Gleich-Strombewegung des zugesetzten Wasserstoffgases bezüglich
des Flüssigkeitsstroms ist ebenfalls nicht zwingend. Der primäre Vorteil des Durchschickens
einer derartigen Mischung nach oben durch das Festbett aus Katalysatoren in Form von Einzelteilchen
besteht darin, daß die Wahrscheinlichkeit einer Verstopfung vermindert wird.
Eine besonders geeignete Methode zur Durchführung des Verfahrens besteht darin, das fixierte Katalysatorbett
nach einer Methode zu betreiben, in der eine Aufwärtsströmung eingehalten wird, wobei der
untere Teil des Katalysators in dem Bett in dem Maße, in dem er verschmutzt wird, entfernt wird.
Frischer Katalysator kann dem Oberteil des Festbettes zum Ersatz des Katalysators zugegeben werden,
der an dem Bodenteil entfernt wird. Diese Zugabe und Entfernung des Katalysators kann periodisch
oder kontinuierlich oder halbkontinuierlich erfolgen. Ein kontinuierlicher Katalysatorersatz
gemäß vorliegender Erfindung wird mit einer derartig niedrigen Geschwindigkeit durchgeführt,
daß das Katalysatorbett in zutreffender Weise als Festbett bezeichnet werden kann.
Der Katalysator, der in der Hydrocrackzone verwendet wird, kann jeder bekannte im Handel erhältliche
Hydrocrackkatalysator sein. Ein geeigneter Katalysator, der in der Hydrocrackreaktionsstufe eingesetzt
wird, besteht aus einer Hydrierungskomponente und einer Crackkomponente. Vorzugsweise ist die Hydrierungskomponente
auf einer feuerfesten Crack-
unterlage aufgebracht. Geeignete Unterlagen sind beispielsweise Siliziumdioxid, Aluminiumoxid oder
Mischungen aus zwei oder mehreren feuerfesten Oxiden, wie Siliziumoxid/Aluminiumoxid, Siliziumoxid/
Magnesiumoxid, Siliziumoxid/Zirkonoxid, Aluminiumoxid/Boroxid, Siliziumdioxid/Titanoxid, Siliziumdioxid/
Z irkonoxid/Titanoxid, säurebehandelte Tone oder dergleichen. Saure Metallphosphate, wie Aluminiumphosphat,
können ebenfalls verwendet werden. Bevorzugte Crackunterlagen sind Aluminiumoxid und
Mischungen aus Siliziumdioxid und Aluminiumoxid. Geeignete Hydrierungskomponenten werden aus Metallen
der Gruppe VI-B, VIII und ihren Oxiden oder Mischungen davon ausgewählt. Besonders geeignet
sind Kobalt/Molybdän, Nickel/Molybdän oder Nickel/ Wolfram auf Trägern aus Siliziumdioxid/Aluminiumoxid
oder Aluminiumoxid. Die Hydrocrackzone 35 besteht aus einem oder mehreren Hydrocrackreaktorgefäßen,
die eine oder mehrere der vorstehend erwähnten Katalysatoren in jeder Kombination enthalten.
Vorzugsweise wird die Temperatur in der Hydrocrackzone unterhalb 425°C (8000F) und vorzugsweise im
Bereich von 340 bis 4250C (645 bis 8000F) und insbesondere
zwischen 340 und 4000C (645 bis 7500F)
gehalten, um eine Katalysatorverschmutzung zu vermeiden. Die Temperatur in der Hydrocrackzone sollte
vorzugsweise unterhalb der Temperatur in der hydrothermalen Zone ungefähr 55 bis 850C gehalten werden.
Andere Hydrocrackbedingungen sind ein Druck von 35 bis 350 bar, vorzugsweise 70 bis 210 bar und insbesondere
105 bis 175 bar, eine Wasserstoffgasgeschwindigkeit von 56 bis 566 m3 pro 159 Liter der Aufschlämmung,
vorzugsweise 85 bis 283 m3 pro 159 Liter der
-19-
Aufschlämiming und eine stündliche Flüssigkeitsraumströmungsgeschwindigkeit von 0,1 bis 2,0 und vorzugsweise
0,1 bis 0,5.
Der Produktablauf 50 aus der Reaktionszone 3 5 wird in der Trennzone 55 in eine gasförmige Fraktion 60
aus leichten ölen, die unterhalb ungefähr 150 bis 26O0C (300 bis 5000F) und vorzugsweise unterhalb
2000C (400"F) sieden, und normalerweise gasförmige
Komponenten, wie Wasserstoff, Kohlenmonoxid, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff und C.-C.-Kohlenwasserstoff
aufgetrennt. Vorzugsweise wird der Wasserstoff von den anderen gasförmigen Komponenten abgetrennt
und recycliert. Die flüssige Fraktion 65 ist für eine Fraktionierung oder eine andere Verarbeitung
verfügbar.
Das erfindungsgemäße Verfahren erzeugt extrem saubere normalerweise flüssige Produkte. Die normalerweise
flüssigen Produkte, d.h. alle Produktfraktionen, die oberhalb C. sieden, besitzen ein ungewöhnlich niedriges
spezifisches Gewicht, einen geringen Schwefelgehalt von weniger als 0,2 Gew.-% und einen niedrigen
Stickstoffgehalt von weniger als 0,5 Gew.-%.
- Leerseite -
Claims (8)
1. Verfahren zum Hydroprocessing einer Erdölrückstandsfraktion,
dadurch gekennzeichnet, daß (a) in einer hydrothermalen Behandlungsstrippzone eine Mischung aus der Erdölrückstandsfraktion
und hydrothermalen Reaktionsprodukten gebildet wird und gleichzeitig leichte Produkte aus der
Mischung durch Kontaktieren der Mischung im Gegenstrom mit einem ersten Wasserstoffgasstrom
bei einer erhöhten Temperatur abgestrippt werden,
D-8000 München 2
Isartorplatz 6
POB 26 02 47 D-8000 München 26
Kabel: Telefon Telecopier Infotec 6400 B Telex
Muebopat 089/2214 83-7 GII+ III (089)22 96 43 5-24 285
(b) aus der hydrothermalen Behandlungsstrippzone ein gasförmiger Strom aus den leichten Produkten
abgezogen wird, wobei ein schwererer
Abstrom zurückbleibt,
(c) wenigstens ein Teil des schwereren Abstroms in einer katalytischen Reaktionszone mit
einem zweiten Wasserstoffgasstrom und einem von außen zugeführten Hydrocrackkatalysator
unter Hydrocrackbedingungen, die eine Temperatur vorsehen, die niedriger ist als die
Temperatur der hydrothermalen Behandlungsstrippzone, kontaktiert wird und
(d) aus der katalytischen Reaktionszone ein zweiter Abstrom abgezogen wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
daß die hydrothermale Behandlungsstrippzone wenigstens ein Behandlungsstrippgefäß aufweist, das
innere Einrichtungen aufweist, die im wesentlichen eine Rückvermischung vermindern.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Behandlungsstrippzone frei ist von außen
zugeführten Katalysator- oder Kontakteilchen.
4. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß der Wasserstoffpartialdruck in der hydrothermalen
Behandlungsstrippzone geringer ist als der Wasserstoffdruck in der Reaktionszone.
5. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Hydrocrackbedingungen eine Temperatur
von 20 bis 1000 Atmsophären und eine stündliche
Flüssigkeitsraumströmungsgeschwindigkeit der Erd-
- -■ ·:- ■■-* : 3Λ40133
-3-
ölrestfraktion von 0,1 bis 10 vorsehen.
6. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Temperatur der Reaktionszone bis zu ungefähr
850C niedriger ist als die Temperatur der hydrothermalen Behandlungsstrippzone.
7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet/ daß die Temperatur der Behandlungsstrippzone ungefähr
150 bis 5400C (300 bis 10000F) beträgt.
8. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Temperatur in der Auflösungsstrippzone in
abnehmender Weise abgestuft ist derart, daß die Temperatur geringer ist am Auslaßende der Zone als
am Einlaßende der Zone.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US54846383A | 1983-11-03 | 1983-11-03 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE3440133A1 true DE3440133A1 (de) | 1985-05-15 |
Family
ID=24188948
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19843440133 Withdrawn DE3440133A1 (de) | 1983-11-03 | 1984-11-02 | Verfahren zum hydroprocessing einer erdoelrueckstandsfraktion |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS60173091A (de) |
AU (1) | AU3478884A (de) |
CA (1) | CA1242403A (de) |
DE (1) | DE3440133A1 (de) |
GB (1) | GB2148937B (de) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU577552B2 (en) * | 1983-11-03 | 1988-09-29 | Chevron Research Company | Two-stage coal liquefaction |
US6569314B1 (en) * | 1998-12-07 | 2003-05-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Countercurrent hydroprocessing with trickle bed processing of vapor product stream |
US6432297B1 (en) * | 2000-10-23 | 2002-08-13 | Uop Llc | Method to produce lube basestock |
EP1456327A1 (de) * | 2001-12-20 | 2004-09-15 | Uop Llc | Verfahren zur herstellung eines basisöls |
CN1876767B (zh) * | 2006-06-28 | 2010-09-15 | 沈和平 | 煤焦油加氢裂化方法 |
US9382485B2 (en) * | 2010-09-14 | 2016-07-05 | Saudi Arabian Oil Company | Petroleum upgrading process |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3055823A (en) * | 1959-07-14 | 1962-09-25 | California Research Corp | Multi-stage hydrofining-hydrocracking process employing an intermediate treating operation |
NL262449A (de) * | 1960-03-16 | |||
GB1006009A (en) * | 1961-12-22 | 1965-09-29 | California Research Corp | Hydrodenitrification of oil with counter-current hydrogen |
GB1533722A (en) * | 1975-05-21 | 1978-11-29 | Inst Francais Du Petrole | Hydrocracking |
NL7510465A (nl) * | 1975-09-05 | 1977-03-08 | Shell Int Research | Werkwijze voor het omzetten van koolwaterstoffen. |
NL7612960A (nl) * | 1976-11-22 | 1978-05-24 | Shell Int Research | Werkwijze voor het omzetten van koolwater- stoffen. |
-
1984
- 1984-10-29 AU AU34788/84A patent/AU3478884A/en not_active Abandoned
- 1984-11-01 GB GB08427668A patent/GB2148937B/en not_active Expired
- 1984-11-02 DE DE19843440133 patent/DE3440133A1/de not_active Withdrawn
- 1984-11-02 JP JP23226484A patent/JPS60173091A/ja active Pending
- 1984-11-02 CA CA000466928A patent/CA1242403A/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2148937A (en) | 1985-06-05 |
GB2148937B (en) | 1987-07-22 |
AU3478884A (en) | 1985-05-09 |
CA1242403A (en) | 1988-09-27 |
GB8427668D0 (en) | 1984-12-05 |
JPS60173091A (ja) | 1985-09-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE2932488C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung einer Kohlenwasserstofffraktion | |
RU2337939C2 (ru) | Способ, включающий деасфальтизацию растворителями и переработку в псевдоожиженном слое остаточных продуктов перегонки тяжелых сырых нефтей, и устройство для осуществления способа | |
DE2729508C2 (de) | ||
DE69929906T2 (de) | Zweistufiges hydrocrackverfahren mit zwischenkontaktphase von dampf und flüssigkeit zur entfernung von heteroatomen | |
DE60213584T2 (de) | Integrierte bitumenproduktion und gaskonvertierung | |
DE3239915A1 (de) | Selektive betriebsbedingungen zur umwandlung von speziellen petroleumaufgabeguetern | |
DE2728569A1 (de) | Verfahren zum verfluessigen von kohle | |
DE3207069A1 (de) | Krackverfahren unter anwendung eines wasserstoffabgebenden loesungsmittels zur qualitaetsverbesserung von hochsiedenden, kohlenstoffhaltigen fluessigkeiten | |
DE2149370C3 (de) | Verfahren zur Umwandlung rückstandshaltiger Erdölfraktionen | |
DE3835494C2 (de) | Katalytische Zweistufen-Verflüssigung von Kohle unter Verwendung von Kaskaden aus benutztem Siedebett-Katalysator | |
DE2635388A1 (de) | Kohleverfluessigungsverfahren | |
US2988501A (en) | Hydrorefining of crude oils | |
DE3731978A1 (de) | Verfahren zur umwandlung von residoel | |
DE1770264A1 (de) | Verfahren zur Reinigung von Erdoel | |
US3256175A (en) | Production of lubricating oils from aromatic extracts | |
US4231858A (en) | Processing shale oil to jet fuel | |
DE3440133A1 (de) | Verfahren zum hydroprocessing einer erdoelrueckstandsfraktion | |
DE2730159C2 (de) | ||
US3444071A (en) | Process for the hydrogenative cracking of a hydrocarbon oil to produce lubricating oil | |
DE69923088T2 (de) | Stufenweise aufstrom- und abstromhydrierung mit nichtkatalytischer entfernung von gasstromverunreinigungen aus der aufstromhydrierung | |
US2206729A (en) | Low temperature hydrogenation process | |
DE2735609A1 (de) | Verfahren zur verfluessigung von kohle | |
DE2432026A1 (de) | Verfahren zum selektiven cracken von geradkettigen und leicht verzweigtkettigen kohlenwasserstoffen | |
DE2259959C3 (de) | Verfahren zur Herstellung von Heizölen durch Asphaltenabtrennung und zweistufige katalytische hydrierende Entschwefelung | |
DE2344251B2 (de) | Verfahren zur katalytischen Hydrokrackung einer Schwefel, Asche und Asphaltene enthaltenden Kohlenwasserstoffbeschickung |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8130 | Withdrawal |