EP3137577A1 - Verfahren und anlage zur gewinnung von rohölprodukten - Google Patents

Verfahren und anlage zur gewinnung von rohölprodukten

Info

Publication number
EP3137577A1
EP3137577A1 EP15717936.7A EP15717936A EP3137577A1 EP 3137577 A1 EP3137577 A1 EP 3137577A1 EP 15717936 A EP15717936 A EP 15717936A EP 3137577 A1 EP3137577 A1 EP 3137577A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
stream
crude oil
quenching
distillation
quench
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.)
Granted
Application number
EP15717936.7A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP3137577B1 (de
Inventor
Heinz Zimmermann
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Linde GmbH
Original Assignee
Linde GmbH
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from DE102014006326.7A external-priority patent/DE102014006326A1/de
Application filed by Linde GmbH filed Critical Linde GmbH
Publication of EP3137577A1 publication Critical patent/EP3137577A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP3137577B1 publication Critical patent/EP3137577B1/de
Not-in-force legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
    • 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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/002—Cooling of cracked gases
    • 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
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
    • C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours

Definitions

  • the invention relates to a method and a plant for the production of
  • Crude oil is first desalinated in known refinery processes and after heating a fractional distillation at atmospheric pressure (hereinafter referred to as
  • each cracking furnace is therefore a structural unit used for steam cracking in which identical or comparable reaction conditions are present.
  • a steam cracking plant may comprise one or more cracking furnaces.
  • a fission gas stream is understood here to mean a gaseous stream which is formed from the effluent of one or more cracking furnaces.
  • the cracked gas stream also referred to as cracker effluent
  • a quench gas cooler for example a linear cooler (transfer line
  • the first cooling step i. the cooling of the quenching gas with cooling water, for example in the quench cooler, referred to as quenching.
  • quenching the cooling of the quenching gas with cooling water
  • the cracked gas is cooled only indirectly and not, as in the second cooling step, with a liquid
  • the second cooling step may therefore also be referred to as oil quench for better distinctness.
  • the stream formed by combining the cracked gas stream with the liquid stream used for quenching is referred to herein as quench effluent.
  • quench effluent stream comprises all of the liquid stream used for quenching and compounds derived from the cracked gas stream which may at most be equivalent
  • the mass flow of the quench effluent corresponds to the sum of the mass flow of the liquid stream used for quenching and the mass flow of the cracked gas stream, It is therefore explicitly not the product of a separation or deposition process.
  • the Quenchabstrom is immediately after the union of the quenching
  • the invention proposes a process for recovering crude oil products in which a gaseous stream is formed by evaporation from a stream of crude oil and the gaseous stream is subjected at least in part to a steam cracking process.
  • a split gas flow is generated.
  • Corresponding methods are known, for example, from US 2008/0221378 A1 and WO 2010/1 17401 A1.
  • one or more cracking furnaces are supplied. If several cracking furnaces are present, they can also be charged with different currents. As is generally known, the charging of the cracking furnaces takes place in each case after the addition of water vapor.
  • the resulting cleavage gas stream is at least partially to obtain a
  • Quenchabstroms quenched with a liquid hydrocarbon stream proposes to use a fraction of the crude oil stream which remains liquid during the evaporation of the crude oil stream, at least in part to form the liquid hydrocarbon stream used for quenching, wherein the liquid hydrocarbon stream used for quenching is poor or free of components which originate from the Quenchabstrom or a stream formed from the Quenchabstrom were separated. Further, the Quenchabstrom is obtained by quenching with the liquid hydrocarbon Ström at a temperature which lies in a temperature range from 0 to 250 ⁇ lie.
  • the liquid hydrocarbon stream used for quenching is not produced by using a
  • a quenching cycle of a conventional method for example, a so-called oil column with two sections arranged one above the other is used. The quench oil is given up at the top of the lower section. In a lower portion of the lower portion of the cracked gas stream is fed and sent towards the Quenchöl.
  • Fissured gas stream containing heavy compounds are dissolved or suspended in the quench oil and the cleavage gas stream is cooled simultaneously.
  • the quench oil with the optionally dissolved or suspended therein compounds is withdrawn from the bottom of the oil column, optionally treated, and returned to the head of the lower portion of the oil column again.
  • pyrolysis gasoline is abandoned, which is separated in a downstream water quench and also partially circulated.
  • quench oil Due to the frequent contacts with the hot cleavage gas stream, the initially low-viscosity compounds are polymerized and the formation of soot and tar or other tough, high-boiling compounds occurs. The quench oil must therefore be replaced regularly and replaced by fresh
  • Quench oil be replaced.
  • the aged quench oil is practically worthless.
  • the liquid hydrocarbon stream used for quenching is poor in or free of components separated from the quench effluent stream or stream formed from the quench effluent, undergoes little or no aging, because the products contained therein do not recycled compounds only come into contact with the cracked gas stream just once. This one-time contact does not lead to aging reactions and the
  • corresponding compounds can be converted into product fractions, which can be used profitably.
  • the split gas stream leaves the radiation zone of the cracking furnace (s) at a temperature of typically 750 to 875 ⁇ .
  • the splashing gas flow should be for
  • Temperature value in a first temperature range is reduced to a temperature value in a second temperature range, wherein the temperature value in the second temperature range is approximately 130 ⁇ lower than the temperature value in the first temperature range.
  • the temperature difference between the temperature values is significantly higher.
  • a method is known in which a non-vaporized portion of a crude oil stream is used for a pre-quench of a cracked gas stream obtained by steam cracking a vaporized portion of the crude oil stream.
  • the pre-quench is made to cleave, but still cleavable components contained in the non-evaporated portion by the heat of the cracked gas stream.
  • the addition of the unevaporated fraction to the cracked gas stream in the course of the pre-quenching therefore takes place at a still high temperature of the cracked gas stream.
  • the temperature of the quenching gas in the preamble is reduced from a temperature value in a first temperature range to a temperature value in a second temperature range, wherein the temperature value in the second temperature range is at most 1 1 1 ⁇ lower than the
  • the temperature value in the second temperature range is at least 649 ⁇ C.
  • the quench effluent is obtained at a temperature which is within a temperature range of 0 to 250 ⁇ .
  • the temperature may in particular be in a temperature range of 50 to 200 ° C or from 50 to 150 ⁇ , ie at a temperature which is also achieved in a conventional oil column, and which allows a direct further processing of Quenchabstroms.
  • the cracked gas stream before it is quenched with the liquid hydrocarbon Ström, for example by means of a linear cooler, already cooled to a temperature 50 to 200 ⁇ , for example, 100 to 150 ° C, above the temperature of Quenchabstr oms and, for example, corresponds to the typical inlet temperatures into an oil column in a conventional process.
  • the invention makes it possible in this particularly preferred
  • Embodiment to dispense with the use of further quench oil, in particular an oil circuit.
  • further quench oil in particular an oil circuit.
  • the Quenchabstrom contains a considerable proportion of finely divided oil droplets from the quenching liquid stream and heavy components (oils, tars and the like), it is first freed in conventional vapor cracking process in a so-called oil column of corresponding components. Only downstream of the oil column, a corresponding stream of the known separation stages for recovering the hydrocarbon products from the cracking gas can be supplied.
  • the present invention is based on the idea to dispense with a corresponding oil column and the Quenchabstrom example, as in the conventional
  • the liquid hydrocarbon stream used for quenching only once for quenching.
  • a great advantage of the proposed method is therefore that no oil circuit is required for the quench, in which the oil (ie, the liquid hydrocarbon stream conventionally used for quenching) usually ages very much by chemical reactions, in particular significantly increases in viscosity, and thereby loses value. In the context of the present invention, such aging reactions do not play a role for the reasons explained.
  • Another advantage that results from not using an oil circuit is that, for example, the conventionally provided heat recovery from the cracking gas eliminated by consuming heat ashtray in the oil circuit and the heat can be fed via the Quenchabstrom directly another consumer. The heat can be used, for example, for (pre) heating the streams used in the atmospheric distillation. Also in the evaporation of the
  • Crude oil remaining liquid fraction can be cooled before use, with its heat can be transferred to other streams.
  • At least part of the quench effluent is used to form a separation insert, which is separated by distillation together with another stream of crude oil to obtain distillation effluents.
  • This distillative separation is advantageously carried out initially in a distillation column for fractional distillation at atmospheric distillation, as it is also used in a conventional refinery.
  • the atmospheric distillation may be followed by a vacuum distillation in a distillation column equipped therefor. All in the distillation
  • distillation effluents e.g, atmospheric distillation and / or vacuum distillation streams
  • distillation effluents cuts, fractions
  • the separation insert may be formed from the quench effluent in any manner, but always contains hydrocarbons having one, two, three, four or more carbon atoms and / or such contained in the quench effluent
  • Hydrocarbons for example by hydrogenation or further reactions after quenching formed hydrocarbons. These are, for example, methane, ethane, ethylene, acetylene, propane, propylene and methylacetylene and saturated and unsaturated hydrocarbons having four carbon atoms.
  • the mentioned "education" of the separation insert for example, by separating a partial flow, combining with another stream or chemical and / or physical reacting done.
  • the separation insert advantageously contains hydrocarbons previously contained in the quench liquid hydrocarbon stream or compounds formed from such hydrocarbons. These are typically hydrocarbons with more than ten or twenty and more
  • Hydrocarbon stream are transferred to a corresponding distillation column in which the usual crude oil fractions are recovered.
  • the compounds contained in the quench liquid hydrocarbon Ström go according to their boiling point in the respective fractions, for example, the vacuum gas oil or the atmospheric gas oil over. Separate separation of the compounds contained in the liquid hydrocarbon stream used for quenching in the manner of a conventional oil column is therefore not required. Even a water quench is eliminated because pyrolysis gasoline also in the corresponding
  • Fractions of crude oil distillation passes, namely the gasoline fractions.
  • a separate compression of Quenchabstroms is also not required.
  • the method can therefore be realized with significantly lower expenditure on equipment than a method of the prior art, as for example in the US 2009/0050523 A1, and in which only in a conventional manner separated from a cracked gas heavy fractions are fed to a refinery process.
  • the process according to the invention is not obvious since the quench oil and pyrolysis benzene circulation used in US 2009/0050523 A1 requires a separation of quench oil and pyrolysis gasoline. It is therefore not possible to transfer corresponding compounds in a quench effluent to a common separation with a second crude oil stream. The same applies with respect to a method such as
  • US 2010/03201 19 A1 discloses a method in which a quench effluent is fed to a primary fractionation to obtain different streams.
  • US 2010/03201 19 A1 explicitly teaches to prepare a tar stream from the primary fractionation and to use it in a quench oil cycle, the introduction of a second crude oil stream into the primary fractionation is prohibited since this would make it impossible to obtain the tar stream by the additionally fed crude oil components ,
  • the present invention proposes in an advantageous
  • the oil column conventionally used in a steam cracking process and the distillation column used for atmospheric distillation in a conventional refinery process are functionally combined.
  • Products of the steam cracking process, together with corresponding light products from the crude oil stream, can, if present, follow the steps usually followed by the oil column of a steam cracking process for the preparation of the steam column
  • Fission gases are subjected.
  • a water wash in which the naphtha which may possibly still be contained in a corresponding stream is deposited in liquid form. After washing the water typically remain
  • Hydrocarbons having one to four carbon atoms in the gas phase can then be subjected to known separation sequences (Demethanizer First, Deethanizer First, etc., for details, see the cited technical literature).
  • Distillation effluents are composed of heavier hydrocarbons, predominantly from the uncleaved crude oil or for quenching
  • Recycled streams may be combined and together or separately, optionally together with
  • Fresh inserts the same or different cracking furnaces are supplied.
  • the already explained, formed in the evaporation of the crude oil stream gaseous stream is used, but it can also be used other, supplied from the plant boundary streams.
  • the separation of the fractions provided as recycle streams can be carried out, for example, in the customary separation devices which are provided in the context of the present invention, similar to conventional steam-splitting processes. Separate separation of corresponding light fractions, as conventionally carried out in a refinery, can therefore be dispensed with.
  • Such light fractions because they can be supplied to the steam cracking process as recycle streams, need not be stored in tanks as in conventional refinery plants.
  • the compounds contained in corresponding streams can also be at least partially further implemented. Overall, the result of the inventive measures the advantage that can be dispensed with an oil column, and that no pyrolysis oil and no
  • the process according to the invention can also be configured by recycling all distillation effluents which are not desired as products such that they are no longer used for the production of typical refinery products such as gasoline, diesel, heating oil, etc.
  • the said components may be used, for example after appropriate treatment such as hydrotreats or (mild) hydrocracking, together or separately, as an insert for the steam cracking process.
  • appropriate treatment such as hydrotreats or (mild) hydrocracking
  • ethylene, propylene, butadiene, aromatics and high-pressure steam or electricity can be obtained from the crude oil used.
  • This variant proves to be extremely economical.
  • the method according to the invention can be flexibly adapted to the respective requirements of corresponding compounds.
  • the present invention further enables a particularly effective utilization of the waste heat generated in a steam cracking process. This can first for
  • the vaporized portion is then subjected to the steam cracking process.
  • Further waste heat may, for example, also be used to heat the further stream of crude oil, which is then fed to the distillation column for atmospheric distillation.
  • the quench cooler can be integrated into a corresponding heat recovery circuit, for example, by steam generated there is used to heat the crude oil stream.
  • the separation by distillation of the separating insert formed using the Quenchabstroms together with the other crude oil is carried out, as explained, advantageously initially at atmospheric pressure and then in vacuo, so that recourse to known methods of refinery technology for distillation can be used and appropriate processes for the treatment of the distillation effluents can be used.
  • distillation effluents or streams derived therefrom may also be at least partially subjected to the steam cracking process.
  • diverted streams can each be derived by branching off a partial stream, combining with other streams, chemical or physical
  • Reacting at least some components in corresponding streams, heating, cooling, evaporation, condensation, etc. are formed.
  • Hydrocarbons are converted to saturated hydrocarbons and reacted again to form value products in the steam cracking process.
  • the recycle streams may be, in particular, atmospheric hydro (ATO) treated by hydrotreatment and / or hydrocracking, and vacuum gas oil treated by hydrotreatment and / or hydrocracking (Vacuum Gasoil, VGO), ie distillation residues from the
  • Suitable recycling streams are also unsaturated hydrocarbons having two to four carbon atoms and / or hydrocarbons having five to eight carbon atoms in question. Naphtha can also be used again in corresponding steam cracking processes.
  • Vacuum distillation resulting and not further usable vacuum residue and / or the methane formed can be fired to produce energy.
  • a plant for the extraction of crude oil products which is adapted to form a stream of crude gas by evaporation of a gaseous stream and the
  • the plant is arranged such that in the steam cracking process a cracked gas stream is generated which can be quenched at least in part to give a quench effluent stream with a liquid hydrocarbon stream.
  • means are provided which are adapted to use, at least in part, a fraction of the crude oil stream which remains liquid during the evaporation of the crude oil stream, in order to form the liquid hydrocarbon stream used for quenching.
  • the quench liquid hydrocarbon stream is lean or free of components separated from the quench effluent or stream formed from the quench effluent stream.
  • the Quenchabstrom is obtained by quenching with the liquid hydrocarbon Ström at a temperature which lies in a temperature range from 0 to 250 ⁇ lie.
  • inventive plant at least one for fractional distillation at
  • Atmospheric-pressure distillation column and means adapted to supply to this distillation column a separation insert formed using at least a portion of the quench effluent and another crude stream.
  • means are furthermore provided which are set up to at least partially subject the distillation effluents or streams derived therefrom formed in this distillation column to the steam cracking process.
  • Figure 1 shows a plant for the production of crude oil products according to a
  • Figure 2 shows a plant for the production of crude oil products according to a
  • Plant components simultaneously correspond to steps of a process.
  • FIG. 1 shows a plant for the production of crude oil products according to
  • Embodiment of the invention shown schematically in a partial view and designated 100 in total.
  • the plant 100 supplied crude oil a is divided into two crude oil streams b and c.
  • the crude oil stream b is preheated in a convection zone of one or more cracking furnaces 1 and transferred to an evaporation tank 2.
  • Vaporization tank 2 vaporizing fraction of the crude oil stream b is passed as stream d after mixing with steam through the radiation zone of the cracking furnace or 1, wherein a cleavage gas e is obtained.
  • the cracked gas e is cooled in a quench cooler 3 and then quenched in a quench device 4 with a portion of the crude oil stream b remaining liquid in the evaporation tank 2, here illustrated with stream f.
  • a separating insert formed from the quenching stream g (without a separate name) is transferred to a distillation column 5 for fractional atmospheric distillation, into which the crude oil stream c is also fed.
  • the distillation column 5 is operated in a conventional manner, so that in this
  • an atmospheric residue h and an atmospheric gas oil i can be obtained.
  • a stream k is withdrawn containing light products from the cracking furnace (s) 1 and the crude oil stream c.
  • water (not shown) in a water scrubber 6
  • a water-naphtha mixture is separated from the stream k and transferred as stream I into a decanter 7.
  • a water flow m and a naphtha flow n is obtained.
  • gaseous remaining portions which are substantially hydrocarbons having one to four carbon atoms are withdrawn as stream o and fed to a decomposition part, which may be formed in a known manner.
  • a decomposition part which may be formed in a known manner.
  • first a separation of methane and / or methane and ethane can be carried out (so-called Demethanizer First or Deethanizer First method).
  • the plant 100 is in an expanded view, i. as an extended section of an overall system 100, illustrated and designated 200 in total.
  • a correspondingly processed current s can in the
  • Steam splitting method can be returned. From a stream u, which contains substantially hydrocarbons having five to eight carbon atoms, aromatics can be separated in an aromatic extraction unit 12 and carried out as stream v from the plant. A remaining portion can be used as power w the
  • stream o which predominantly has hydrocarbons having one to four carbon atoms, can be converted into a C4 decomposition part 13 in which the product streams indicated here overall with x, for example ethylene, propylene and butadiene, can be separated.
  • a methane stream y can be carried out from the plant and / or used for heating.
  • Hydrocarbons not recovered as product streams x can be recycled as stream z into the steam cracking process.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Es wird ein Verfahren zur Gewinnung von Rohölprodukten vorgeschlagen, bei dem aus einem Rohölstrom (b) durch Verdampfen (2) ein gasförmiger Strom (d) gebildet und der gasförmige Strom (d) zumindest zum Teil einem Dampfspaltverfahren (1) unterworfen wird, wobei in dem Dampfspaltverfahren (1) ein Spaltgasstrom (e) erzeugt wird, der zumindest zum Teil unter Erhalt eines Quenchabstroms (g) mit einem flüssigen Kohlenwasserstoff ström (f) gequencht wird. Es ist dabei vorgesehen, einen bei dem Verdampfen (2) des Rohölstroms (b) flüssig verbleibenden Anteil (f) des Rohölstroms (b) zumindest zum Teil zur Bildung des zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoffstroms (f) zu verwenden. Der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom ist arm an oder frei von Komponenten, die aus dem Quenchabstrom (g) oder einem aus dem Quenchabstrom (g) gebildeten Strom abgetrennt wurden und der Quenchabstrom wird durch das Quenchen mit dem flüssigen Kohlenwasserstoff ström (f) bei einer Temperatur erhalten, die in einem Temperaturbereich von 0 bis 250 °C liegt. Eine zur Durchführung des Verfahrens eingerichtete Anlage (100) ist ebenfalls Gegenstand der Erfindung.

Description

Beschreibung
Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten
Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anlage zur Gewinnung von
Rohölprodukten gemäß den Oberbegriffen der unabhängigen Patentansprüche.
Stand der Technik
Rohöl wird in bekannten Raffinerieverfahren zunächst entsalzt und nach Erwärmung einer fraktionierten Destillation bei Atmosphärendruck (nachfolgend als
atmosphärische Destillation bezeichnet) unterworfen. Der verbleibende sogenannte atmosphärische Rückstand wird einer Vakuumdestillation zugeführt.
Nicht sämtliche der bei der atmosphärischen Destillation und der Vakuumdestillation gewonnenen Fraktionen sind jedoch gewinnbringend nutzbar. Ein Teil der darin enthaltenen Verbindungen kann daher beispielsweise katalytisch umgesetzt und auf diese Weise aufgewertet werden. Dies gelingt jedoch nicht immer vollständig. Auch eine thermische Umsetzung von Rohölkomponenten durch Dampfspalten (engl. Steam Cracking) ist bekannt. Die Erfindung stellt sich die Aufgabe, entsprechende Verfahren und Vorrichtungen zu verbessern und insbesondere die Ausbeute an hochwertigen Rohölprodukten zu erhöhen.
Offenbarung der Erfindung
Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren und eine Anlage gemäß den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche gelöst. Ausgestaltungen sind Gegenstand der jeweiligen Unteransprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung. Zu den nachfolgend verwendeten Begriffen und zu technischen Details der
eingesetzten Verfahren sei auf einschlägige Fachliteratur verwiesen (siehe
beispielsweise Zimmermann, H. und Walzl, R.: Ethylene, In: Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, Weinheim: Wiley-VCH, Onlinepublikation 2007, DOI: 10.1002/14356007.a10_045.pub2, sowie Irion, W.W. und Neuwirth, O.S.: Oil Refining, In: Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, Weinheim: Wiley-VCH,
Onlinepublikation 2000, DOI: 10.1002/14356007.a18_051 ). Verfahren zum Dampfspalten (engl. Steam Cracking) werden in der Regel mittels Rohrreaktoren durchgeführt, deren Reaktionsrohre, die sogenannten Coils, einzeln oder gruppenweise unter gleichen oder unterschiedlichen Bedingungen betrieben werden können. Unter gleichen oder vergleichbaren Bedingungen betriebene
Reaktionsrohre oder Gruppen von Reaktionsrohren, aber auch unter einheitlichen Bedingungen betriebene Rohrreaktoren insgesamt, werden nachfolgend jeweils als Spaltöfen bezeichnet. Ein Spaltofen ist im hier verwendeten Sprachgebrauch also eine zum Dampfspalten verwendete bauliche Einheit, in der gleiche oder vergleichbare Reaktionsbedingungen vorliegen. Eine Anlage zum Dampfspalten kann einen oder mehrere Spaltöfen umfassen.
Unter einem Spaltgasstrom wird hier ein gasförmiger Strom verstanden, der aus dem Abstrom eines oder mehrerer Spaltöfen gebildet wird. Der Spaltgasstrom (engl, auch als Cracker Effluent bezeichnet) wird in einem ersten Abkühlschritt typischerweise in einem Spaltgaskühler, beispielsweise einem Linearkühler (engl. Transfer Line
Exchanger, TLE) mit Kühlwasser und anschließend in einem zweiten Abkühlschritt durch Quenchen, d.h. Mischen mit einem flüssigen Kohlenwasserstoffstrom, abgekühlt.
In der Fachliteratur wird bisweilen auch der erste Abkühlschritt, d.h. die Abkühlung des Spaltgases mit Kühlwasser, beispielsweise in dem Spaltgaskühler, als Quenchen bezeichnet. In diesem ersten Abkühlschritt wird das Spaltgas jedoch nur indirekt abgekühlt und nicht, wie in dem zweiten Abkühlschritt, mit einem flüssigen
Kohlenwasserstoff ström vermischt. Der zweite Abkühlschritt kann der besseren Unterscheidbarkeit halber daher auch als Ölquench bezeichnet werden. Der durch die Vereinigung des Spaltgasstroms mit dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Strom gebildete Strom wird hier als Quenchabstrom bezeichnet. Der "Quenchabstrom" umfasst sämtliche aus dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Strom und aus dem Spaltgasstrom stammenden Verbindungen, die allenfalls um entsprechende
Reaktionsprodukte aufgrund des Quenchs reduziert sind. Insbesondere entspricht der Massenstrom des Quenchabstroms der Summe aus dem Massenstrom des zum Quenchen verwendeten flüssigen Stroms und dem Massenstrom des Spaltgasstroms, er ist also explizit nicht das Produkt eines Trenn- oder Abscheidungsprozesses. Der Quenchabstrom liegt unmittelbar nach der Vereinigung des zum Quenchen
verwendeten flüssigen Stroms und des Spaltgasstroms vor. Vorteile der Erfindung
Die Erfindung schlägt ein Verfahren zur Gewinnung von Rohölprodukten vor, bei dem aus einem Rohölstrom durch Verdampfen ein gasförmiger Strom gebildet und der gasförmige Strom zumindest zum Teil einem Dampfspaltverfahren unterworfen wird. In dem Dampf spaltverfahren wird ein Spaltgasstrom erzeugt. Entsprechende Verfahren sind beispielsweise aus der US 2008/0221378 A1 und der WO 2010/1 17401 A1 bekannt.
Im Rahmen der vorliegenden Erfindung kann zumindest ein Teil des bei der
Verdampfung des Rohöls gebildeten gasförmigen Stroms alleine oder nach
Vereinigung mit einem oder mehreren weiteren Strömen, beispielsweise einem oder mehreren Recycleströmen, einem oder mehreren Spaltöfen zugeführt werden. Sind mehrere Spaltöfen vorhanden, können diese auch mit unterschiedlichen Strömen beschickt werden. Wie allgemein bekannt, erfolgt die Beschickung der Spaltöfen dabei jeweils nach Zugabe von Wasserdampf.
Der erhaltene Spaltgasstrom wird zumindest zum Teil unter Erhalt eines
Quenchabstroms mit einem flüssigen Kohlenwasserstoffstrom gequencht. Die vorliegende Erfindung schlägt dabei vor, einen bei dem Verdampfen des Rohölstroms flüssig verbleibenden Anteil des Rohölstroms zumindest zum Teil zur Bildung des zum Quenchen eingesetzten flüssigen Kohlenwasserstoffstroms zu verwenden, wobei der zum Quenchen eingesetzte flüssige Kohlenwasserstoffstrom arm an oder frei von Komponenten ist, die aus dem Quenchabstrom oder einem aus dem Quenchabstrom gebildeten Strom abgetrennt wurden. Ferner wird der Quenchabstrom durch das Quenchen mit dem flüssigen Kohlenwasserstoff ström bei einer Temperatur erhalten, die in einem Temperaturbereich von 0 bis 250 Ό lie gt.
Mit anderen Worten wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom nicht unter Verwendung eines
Recyclestroms gebildet und es kommt kein Quenchkreislauf zum Einsatz, wie er aus herkömmlichen Verfahren bekannt ist. In einem Quenchkreislauf eines herkömmlichen Verfahrens wird beispielsweise eine sogenannte Ölsäule mit zwei übereinander angeordneten Abschnitten eingesetzt. Das Quenchöl wird am Kopf des unteren Abschnitts aufgegeben. In einen unteren Bereich des unteren Abschnitts wird der Spaltgasstrom eingespeist und dem Quenchöl entgegengeschickt. In dem
Spaltgasstrom enthaltene schwere Verbindungen werden dabei in dem Quenchöl gelöst oder suspendiert und der Spaltgasstrom wird gleichzeitig abgekühlt. Das Quenchöl mit den darin ggf. gelösten oder suspendierten Verbindungen wird aus dem Sumpf der Ölsäule abgezogen, ggf. aufbereitet, und erneut zum Kopf des unteren Abschnitts der Ölsäule zurückgeführt. In einem oberen Bereich der Ölsäule wird Pyrolysebenzin aufgegeben, das in einem nachgeschalteten Wasserquench abgetrennt und ebenfalls teilweise im Kreis gefahren wird.
Nachteilig an herkömmlichen Quenchkreisläufen ist jedoch die Alterung des
Quenchöls. Aufgrund der häufigen Kontakte mit dem heißen Spaltgasstrom werden die zunächst niedrig viskosen Verbindungen polymerisiert und es kommt zur Bildung von Ruß und Teer bzw. anderer zäher, schwersiedender Verbindungen. Das Quenchöl muss daher herkömmlicherweise regelmäßig ausgetauscht und durch frisches
Quenchöl ersetzt werden. Das gealterte Quenchöl ist praktisch wertlos. Im Gegensatz dazu ist der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoff ström dadurch, dass er arm an oder frei von Komponenten ist, die aus dem Quenchabstrom oder einem aus dem Quenchabstrom gebildeten Strom abgetrennt wurden, kaum oder keinen Alterungsprozessen unterworfen, weil die in ihm enthaltenen, nicht recycelten Verbindungen nur genau einmal mit dem Spaltgasstrom in Kontakt kommen. Durch diesen einmaligen Kontakt kommt es nicht zu Alterungsreaktionen und die
entsprechenden Verbindungen können in Produktfraktionen überführt werden, die sich noch gewinnbringend nutzen lassen.
Der Spaltgasstrom verlässt die Strahlungszone des oder der Spaltöfen bei einer Temperatur von typischerweise 750 bis 875 Ό. Der S paltgasstrom sollte zur
Vermeidung einer Weiterreaktion der gebildeten Verbindungen, beispielsweise einer Polymerbildung, so rasch wie möglich abgekühlt werden. Werden die eingangs erwähnten Linearkühler eingesetzt, führen diese einen beträchtlichen Teil der
Abkühlung des Spaltgasstroms durch. Wie in dem eingangs zitierten Artikel "Ethylene" in Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry erwähnt, tritt der Spaltgasstrom herkömmlicherweise noch mit einer Temperatur von ca. 230 °C in die Ölsäule ein und verlässt diese bei einer Temperatur von ca. 100 Ό. Der überwiegende Anteil der Wärme wird dabei durch das Quenchöl abgeführt. Beim Einsatz eines entsprechenden herkömmlichen Ölquenchs wird also die Temperatur des Spaltgases von einem
Temperaturwert in einem ersten Temperaturbereich auf einen Temperaturwert in einem zweiten Temperaturbereich verringert, wobei der Temperaturwert in dem zweiten Temperaturbereich um ca. 130 Ό niedriger I iegt als der Temperaturwert in dem ersten Temperaturbereich. Bei Verfahren ohne Einsatz eines Linearkühlers ist der Temperaturunterschied zwischen den Temperaturwerten deutlich höher.
Aus der US 2008/0221378 A1 ist ein Verfahren bekannt, bei dem ein nicht verdampfter Anteil eines Rohölstroms für einen Vorquench eines Spaltgasstroms verwendet wird, der durch Dampfspalten eines verdampften Anteils des Rohölstroms erhalten wurde. Der Vorquench wird vorgenommen, um in dem nicht verdampften Anteil enthaltene, aber noch spaltbare Komponenten durch die Wärme des Spaltgasstroms zu spalten. Die Zugabe des nicht verdampften Anteils zu dem Spaltgasstroms im Rahmen des Vorquenchs erfolgt daher bei noch hoher Temperatur des Spaltgasstroms,
typischerweise bei 760 bis 929°C. Gleichzeitig wir d durch den Vorquench die
Temperatur des Spaltgasstroms nur geringfügig reduziert, nämlich um typischerweise nicht mehr als 1 1 1 Ό. Stromab des Vorquenchs liegt der erhaltene Strom daher bei noch sehr hoher Temperatur vor, die vor der Weiterverarbeitung einen weiteren Quench erforderlich macht. Mit anderen Worten wird also in dem Verfahren gemäß der US 2008/0221378 A1 die Temperatur des Spaltgases bei dem Vorquench von einem Temperaturwert in einem ersten Temperaturbereich auf einen Temperaturwert in einem zweiten Temperaturbereich verringert, wobei der Temperaturwert in dem zweiten Temperaturbereich um höchstens 1 1 1 Ό niedr iger liegt als der
Temperaturwert in dem ersten Temperaturbereich. Der Temperaturwert in dem zweiten Temperaturbereich liegt dabei bei mindestens 649 <C . Im Gegensatz dazu wird durch das erfindungsgemäße Quenchen mit dem flüssigen Kohlenwasserstoff ström der Quenchabstrom, wie erwähnt, bei einer Temperatur erhalten, die in einem Temperaturbereich von 0 bis 250 Ό liegt. Die Temperatur kann insbesondere in einem Temperaturbereich von 50 bis 200 °C oder von 50 bis 150 Ό liegen, also bei einer Temperatur, die auch in einer herkömmlichen Ölsäule erzielt wird, und die eine direkte Weiterverarbeitung des Quenchabstroms ermöglicht. Vorteilhafterweise ist in diesem Fall der Spaltgasstrom, bevor er mit dem flüssigen Kohlenwasserstoff ström gequencht wird, beispielsweise mittels eines Linearkühlers, bereits auf eine Temperatur abgekühlt worden, die 50 bis 200 Ό, beispielsweise 100 bis 150 °C, oberhalb der Temperatur des Quenchabstr oms liegt und beispielsweise der typischen Eintrittstemperaturen in eine Ölsäule in einem herkömmlichen Verfahren entspricht. Die Erfindung ermöglicht es in dieser besonders bevorzugten
Ausführungsform, auf die Verwendung weiteren Quenchöls, insbesondere einen Ölkreislauf, zu verzichten. Hierzu besteht ausgehend von der US 2008/0221378 A1 kein Anlass, denn diese lehrt, dass eine hohe Temperatur des Spaltgasstroms erforderlich ist, um in dem nicht verdampften Anteil des Rohölstroms enthaltene
Verbindungen zu spalten. Durch einen einfachen Quench auf niedrige Temperaturen mittels dieses nicht verdampften Anteils würden jedoch entsprechende
Spaltungsreaktionen zum Stillstand gebracht und eine nennenswerte Spaltausbeute wäre nicht erzielbar. Daher ist hier zwingend auch eine hohe Temperatur des Abstroms des Vorquenchs, und damit ein weiterer Quench in Form eines Ölkreislaufs, erforderlich.
Da der Quenchabstrom einen beträchtlichen Anteil fein verteilter Öltröpfchen aus dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Strom und schwer siedende Komponenten (Öle, Teere und dergleichen) enthält, wird er in herkömmlichen Dampf spaltverfahren zunächst in einer sogenannten Ölsäule von entsprechenden Komponenten befreit. Erst stromab der Ölsäule kann ein entsprechender Strom den bekannten Trennstufen zur Gewinnung der Kohlenwasserstoffprodukte aus dem Spaltgas zugeführt werden. Die vorliegende Erfindung beruht nun auf der Idee, auf eine entsprechende Ölsäule zu verzichten und den Quenchabstrom beispielsweise wie in der herkömmlichen
Rohölverarbeitung auch weiter zu verarbeiten. Dies ist möglich, weil durch das
Quenchen mit dem bei der Verdampfung des Rohölstroms flüssig verbleibenden Anteil, oder einem entsprechenden Teil hiervon, in dem Quenchabstrom nur solche
(schwereren) Komponenten enthalten sind, wie sie sich auch in herkömmlichen
Rohölströmen wiederfinden, die der atmosphärischen Destillation unterworfen werden.
Im Gegensatz zu herkömmlichen Verfahren, in denen ein Quenchölkreislauf vorgesehen ist, wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung also der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom nur einmal zum Quenchen verwendet. Ein großer Vorteil des vorgeschlagenen Verfahrens besteht daher darin, dass für den Quench kein Ölkreislauf benötigt wird, in dem das Öl (also der herkömmlicherweise für das Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom) durch chemische Reaktionen üblicherweise sehr stark altert, insbesondere deutlich an Viskosität zunimmt, und dadurch stark an Wert verliert. Im Rahmen der vorliegenden Erfindung spielen solche Alterungsreaktionen aus den erläuterten Gründen keine Rolle. Ein weiterer Vorteil, der sich aus dem Verzicht auf einen Ölkreislauf ergibt, ist der, dass beispielsweise die herkömmlicherweise vorgesehene Wärmerückgewinnung aus dem Spaltgas durch aufwendige Wärmetascher im Ölkreislauf entfällt und die Wärme über den Quenchabstrom direkt einem anderen Verbraucher zugeführt werden kann. Die Wärme kann beispielsweise zum (Vor-)Heizen der in der atmosphärischen Destillation eingesetzten Ströme verwendet werden. Auch der bei der Verdampfung des
Rohölstroms verbleibende flüssige Anteil kann vor seiner Verwendung abgekühlt werden, wobei seine Wärme auch auf andere Ströme übertragen werden kann.
Mit besonderem Vorteil wird daher im Rahmen der vorliegenden Erfindung zumindest ein Teil des Quenchabstroms zur Bildung eines Trenneinsatzes verwendet, der zusammen mit einem weiteren Rohölstrom unter Erhalt von Destillationsabströmen destillativ aufgetrennt wird. Diese destillative Auftrennung erfolgt vorteilhafterweise zunächst in einer zur fraktionierten Destillation bei Atmosphärendruck eingerichteten Destillationssäule, wie sie auch in einer herkömmlichen Raffinerieanlage verwendet wird. Der atmosphärischen Destillation kann sich eine Vakuumdestillation in einer hierfür eingerichteten Destillationssäule anschließen. Alle bei der Destillation
(beispielsweise der atmosphärischen Destillation und/oder der Vakuumdestillation) gebildeten Ströme (Schnitte, Fraktionen) werden hier als Destillationsabströme bezeichnet.
Der Trenneinsatz kann aus dem Quenchabstrom auf beliebige Weise gebildet werden, enthält jedoch immer in dem Quenchabstrom enthaltene Kohlenwasserstoffe mit einem, zwei, drei, vier und mehr Kohlenstoffatomen und/oder aus derartigen
Kohlenwasserstoffen, beispielsweise durch Hydrieren oder Weiterreaktionen nach dem Quenchen gebildete Kohlenwasserstoffe. Es handelt sich hierbei beispielsweise um Methan, Ethan, Ethylen, Acetylen, Propan, Propylen und Methylacetylen und um gesättigte und ungesättigte Kohlenwasserstoffe mit vier Kohlenstoffatomen. Die angesprochene "Bildung" des Trenneinsatzes kann beispielsweise durch Abtrennen eines Teilstroms, Vereinigen mit einem weiteren Strom oder chemisches und/oder physikalisches Umsetzen erfolgen.
Ferner enthält der Trenneinsatz vorteilhafterweise Kohlenwasserstoffe, die zuvor in dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoffstrom enthalten waren, oder aus solchen Kohlenwasserstoffen gebildete Verbindungen. Hierbei handelt es sich typischerweise um Kohlenwasserstoffe mit mehr als zehn oder 20 und
beispielsweise bis zu 30 oder mehr Kohlenstoffatomen. Derartige Kohlenwasserstoffe brauchen also vorteilhafterweise nicht aus dem Quenchabstrom abgetrennt zu werden sondern werden gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens
insbesondere unverändert einer gemeinsamen destillativen Trennung zusammen mit dem zweiten Rohölstrom zugeführt.
Mit anderen Worten wird eine Ausführungsform vorgeschlagen, in der eine
gemeinsame destillative Trennung des Quenchabstroms zusammen mit dem zweiten Rohölstrom vorgenommen wird. Hierdurch wird, wie auch nachfolgend erläutert, eine Vollintegration in eine Raffinerie erzielt, beispielsweise indem der Quenchabstrom vollständig einer atmosphärischen Destillation in einer entsprechend eingerichteten Destillationssäule zusammen mit dem zweiten Rohölstrom zugeführt wird. Dies ermöglicht es, auf separate Abtrenneinrichtungen für Kohlenwasserstoffe in dem Dampf spaltstrom bzw. dem Quenchabstrom zu verzichten. Beispielsweise kann der Quenchabstrom zusammen mit dem zum Quenchen verwendeten flüssigen
Kohlenwasserstoffstrom in eine entsprechende Destillationssäule überführt werden, in der die üblichen Rohölfraktionen gewonnen werden. Die in dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoff ström enthaltenen Verbindungen gehen entsprechend ihrem Siedepunkt in die jeweiligen Fraktionen, beispielsweise das Vakuumgasöl oder das atmosphärische Gasöl, über. Eine separate Abtrennung der in dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoffstrom enthaltenen Verbindungen nach Art einer herkömmlichen Ölsäule ist damit nicht erforderlich. Auch ein Wasserquench entfällt, da Pyrolysebenzin ebenfalls in die entsprechenden
Fraktionen der Rohöldestillation übergeht, nämlich die Benzinfraktionen. Eine separate Verdichtung des Quenchabstroms ist ebenfalls nicht erforderlich.
Das Verfahren lässt sich daher mit deutlich geringerem apparativem Aufwand verwirklichen als ein Verfahren des Standes der Technik, wie es beispielsweise in der US 2009/0050523 A1 beschrieben ist, und bei dem lediglich in herkömmlicher Weise aus einem Spaltgas abgetrennte schwere Fraktionen einem Raffinerieprozess zugeführt werden. Ausgehend von der US 2009/0050523 A1 ist das erfindungsgemäße Verfahren nicht naheliegend, denn der in der US 2009/0050523 A1 verwendete Quenchöl- und Pyrolysebenzinkreislauf erfordert eine Abtrennung von Quenchöl und Pyrolysebenzin. Entsprechende Verbindungen in einem Quenchabstrom in eine gemeinsame Trennung mit einem zweiten Rohölstrom zu überführen verbietet sich daher hier. Entsprechendes gilt auch bezüglich eines Verfahrens, wie es
beispielsweise in der US 2007/0055087 A1 gezeigt ist. Die US 2010/03201 19 A1 offenbart ein Verfahren, bei dem ein Quenchabstrom einer Primärfraktionierung unter Erhalt unterschiedlicher Ströme zugeführt wird. Da die US 2010/03201 19 A1 jedoch explizit lehrt, einen Teerstrom aus der Primärfraktionierung aufzubereiten und in einem Quenchölkreislauf einzusetzen, verbietet sich hier die Einspeisung eines zweiten Rohölstroms in die Primärfraktionierung, denn dieser würde die Gewinnung des Teerstroms durch die zusätzlich eingespeisten Rohölkomponenten unmöglich machen.
Mit anderen Worten schlägt die vorliegende Erfindung in einer vorteilhaften
Ausgestaltung vor, den unter Verwendung des Quenchabstroms gebildeten
Trenneinsatz, wie herkömmliche Rohölströme auch, zunächst in einer
atmosphärischen Destillation zu bearbeiten. Bei der atmosphärischen Destillation gehen die Produkte des Dampfspaltverfahrens, beispielsweise Ethylen und andere leichte Kohlenwasserstoffe, in den Kopfstrom der Destillationssäule über. Gleichzeitig können in dieser Destillationssäule die klassischen Schnitte des Rohölstroms (und des zum Quenchen verwendeten flüssigen Stroms) erzeugt werden.
Im Rahmen dieser bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung werden also die herkömmlicherweise in einem Dampfspaltverfahren eingesetzte Ölsäule und die in einem herkömmlichen Raffinerieprozess eingesetzte Destillationssäule zur atmosphärischen Destillation funktionell zusammengelegt. Die vom Kopf oder aus einem oberen Bereich der Säule zur atmosphärischen Destillation abgezogenen
Produkte des Dampf spaltverf ah rens können zusammen mit entsprechenden leichten Produkten aus dem Rohölstrom, soweit vorhanden, den üblicherweise der Ölsäule eines Dampfspaltverfahrens nachgeschalteten Schritten zur Aufbereitung des
Spaltgases unterworfen werden. Beispielsweise kann hierbei zunächst eine Wasserwäsche eingesetzt werden, in der das in einem entsprechenden Strom ggf. noch enthaltene Naphtha in flüssiger Form abgeschieden wird. Nach der Wasserwäsche verbleiben typischerweise
Kohlenwasserstoffe mit einem bis vier Kohlenstoffatomen in der Gasphase. Diese können anschließend bekannten Trennsequenzen (Demethanizer First, Deethanizer First usw.; zu Details sei auf die zitierte Fachliteratur verwiesen) unterworfen werden.
Die in der Säule zur atmosphärischen Destillation anfallenden weiteren
Destillationsabströme setzen sich aus schwereren Kohlenwasserstoffen zusammen, die überwiegend aus dem ungespaltenen Rohöl bzw. dem zum Quenchen
verwendeten flüssigen Strom stammen. Hierbei handelt es sich beispielsweise um sogenanntes atmosphärisches Gasöl (engl. Atmospheric Gas Oil, AGO) und die erwähnten atmosphärischen Rückstände. Weitere Vorteile können erzielt werden, wenn bestimmte, beispielsweise in dem
Spaltgas oder in dem weiteren Rohölstrom enthaltene, Kohlenwasserstoffe erneut dem Dampf spaltverfahren unterworfen werden. Derartige, dem Dampfspaltverfahren erneut unterworfene Ströme werden als Recycleströme bezeichnet. Recycleströme können vereinigt und gemeinsam oder getrennt voneinander, ggf. zusammen mit
Frischeinsätzen, gleichen oder unterschiedlichen Spaltöfen zugeführt werden. Als Frischeinsatz wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung der bereits erläuterte, bei der Verdampfung des Rohölstroms gebildete gasförmige Strom eingesetzt, es können jedoch auch andere, von der Anlagengrenze zugeführte Ströme eingesetzt werden. Die Abtrennung der als Recycleströme vorgesehenen Fraktionen kann beispielsweise in den üblichen Trenneinrichtungen, die im Rahmen der vorliegenden Erfindung ähnlich wie in herkömmlichen Dampfspaltverfahren vorgesehen sind, erfolgen. Auf eine separate Abtrennung entsprechender leichter Anteile, wie sie herkömmlicherweise in einer Raffinerie erfolgt, kann daher verzichtet werden. Derartige leichte Anteile müssen, weil sie dem Dampf spaltverfahren als Recycleströme zugeführt werden können, nicht wie in herkömmlichen Raffinerieanlagen in Tanks gespeichert werden. Wie auch nachfolgend noch erläutert, können die in entsprechenden Strömen enthaltenen Verbindungen auch zumindest teilweise weiter umgesetzt werden. Insgesamt ergibt sich durch die erfindungsgemäßen Maßnahmen der Vorteil, dass auf eine Ölsäule verzichtet werden kann, und dass kein Pyrolyseöl und kein
Pyrolysebenzin als separate Produkte anfallen. Die herkömmlicherweise in das Pyrolyseöl und das Pyrolysebenzin übergehenden Verbindungen finden sich beim Einsatz des erfindungsgemäßen Verfahrens in den entsprechenden
Destillationsabströmen (beispielsweise aus der atmosphärischen Destillation und der Vakuumdestillation) wieder.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann durch die Rückführung aller nicht als Produkte erwünschter Destillationsabströme auch derart ausgestaltet werden, dass es nicht mehr zur Produktion typischer Raffinerieprodukte wie Benzin, Diesel, Heizöl etc.
kommt. Die genannten Komponenten können, beispielsweise nach entsprechender Behandlung wie Hydrotreaten oder (mildem) Hydrocracken, gemeinsam oder getrennt voneinander, als Einsatz für das Dampfspaltverfahren verwendet werden. In einem solchen Fall können aus dem eingesetzten Rohöl beispielsweise ausschließlich Ethylen, Propylen, Butadien, Aromaten und Hochdruckdampf bzw. Elektrizität gewonnen werden. Diese Variante erweist sich als ausgesprochen wirtschaftlich. Das erfindungsgemäße Verfahren kann flexibel an den jeweiligen Bedarf entsprechender Verbindungen angepasst werden.
Die vorliegende Erfindung ermöglicht ferner eine besonders effektive Nutzung der in einem Dampfspaltverfahren erzeugten Abwärme. Diese kann zunächst zum
Vorwärmen des Rohölstroms verwendet werden, dessen verdampfter Anteil anschließend dem Dampfspaltverfahren unterworfen wird. Weitere Abwärme kann beispielsweise auch zum Erwärmen des weiteren Rohölstroms verwendet werden, der anschließend in die Destillationssäule zur atmosphärischen Destillation eingespeist wird. Insgesamt ergeben sich damit eine vorteilhafte Energieintegration und eine Verringerung der abzuführenden Abwärme. Auch der Spaltgaskühler kann in einen entsprechenden Wärmerückgewinnungskreislauf eingebunden werden, indem beispielsweise dort erzeugter Dampf zur Beheizung des Rohölstroms verwendet wird.
Die destillative Auftrennung des unter Verwendung des Quenchabstroms gebildeten Trenneinsatzes zusammen mit dem weiteren Rohölstrom erfolgt, wie erläutert, vorteilhafterweise zunächst bei Atmosphärendruck und anschließend im Vakuum, so dass zur Destillation auf bekannte Verfahren der Raffinerietechnik zurückgegriffen werden kann und entsprechende Verfahren zur Behandlung der Destillationsabströme weiter genutzt werden können.
Wie bereits erwähnt, können die Destillationsabströme oder hiervon abgeleitete Ströme zumindest zum Teil ebenfalls dem Dampfspaltverfahren unterworfen werden.
Abgeleitete Ströme können dabei beispielsweise jeweils durch Abzweigen eines Teilstroms, Vereinigen mit anderen Strömen, chemisches oder physikalisches
Umsetzen zumindest einiger Komponenten in entsprechenden Strömen, Erwärmen, Abkühlen, Verdampfen, Kondensieren usw. gebildet werden.
Mit besonderem Vorteil können entsprechende abgeleitete Ströme durch
Hydrocrackverfahren gebildet werden. In derartigen Verfahren werden die
Destillationsabströme, gegebenenfalls nach vorheriger weiterer Auftrennung und/oder Aufbereitung, teilweise oder vollständig katalytisch hydriert und zumindest teilweise gecrackt. Auf diese Weise können als Ofeneinsätze unerwünschte ungesättigte
Kohlenwasserstoffe zu gesättigten Kohlenwasserstoffen umgewandelt und erneut unter Bildung von Wertprodukten in dem Dampfspaltverfahren umgesetzt werden.
Bei den Recycleströmen kann es sich insbesondere um durch Hydrotreatment und/oder Hydrocracken behandeltes atmosphärisches Gasöl (engl. Atmospheric Gasoil, AGO) und um durch Hydrotreatment und/oder Hydrocracken behandeltes Vakuumgasöl (Vacuum Gasoil, VGO), also Destillationsrückstände aus der
atmosphärischen Destillation oder der Vakuumdestillation handeln. Als Recycleströme kommen ferner ungesättigte Kohlenwasserstoffe mit zwei bis vier Kohlenstoffatomen und/oder Kohlenwasserstoffe mit fünf bis acht Kohlenstoffatomen in Frage. Auch Naphtha kann in entsprechenden Dampfspaltverfahren erneut eingesetzt werden.
In der destillativen Auftrennung nachgeschalteten Trennstufen, denen
Kohlenwasserstoffe mit zwei bis vier Kohlenstoffatomen unterworfen werden, können beispielsweise Verbindungen wie Methan, Ethylen, Propylen, Butadien und/oder Aromaten (Benzol, Toluol und/oder Xylole, zusammengefasst auch als BTX
bezeichnet) gewonnen und aus der Anlage ausgeführt werden. Der in der
Vakuumdestillation anfallende und nicht weiter nutzbare Vakuumrückstand und/oder das gebildete Methan können zur Energiegewinnung verfeuert werden. Eine Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten, die dafür eingerichtet ist, aus einem Rohölstrom durch Verdampfen einen gasförmigen Strom zu bilden und den
gasförmigen Strom zumindest zu einem Teil einen Dampfspaltverfahren zu
unterwerfen, ist ebenfalls Gegenstand der vorliegenden Erfindung. Die Anlage ist derart eingerichtet, dass in dem Dampfspaltverfahren ein Spaltgasstrom erzeugt wird, der zumindest zum Teil unter Erhalt eines Quenchabstroms mit einem flüssigen Kohlenwasserstoff ström gequencht werden kann. Erfindungsgemäß sind Mittel vorgesehen, die dafür eingerichtet sind, einen bei dem Verdampfen des Rohölstroms flüssig verbleibenden Anteil des Rohölstroms zumindest zum Teil zur Bildung des zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoffstroms zu verwenden. Der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom ist arm an oder frei von Komponenten, die aus dem Quenchabstrom oder einem aus dem Quenchabstrom gebildeten Strom abgetrennt wurden. Ferner wird der Quenchabstrom durch das Quenchen mit dem flüssigen Kohlenwasserstoff ström bei einer Temperatur erhalten, die in einem Temperaturbereich von 0 bis 250 Ό lie gt.
Eine derartige Anlage weist sämtliche Mittel auf, die sie zur Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens befähigen. Vorteilhafterweise umfasst die
erfindungsgemäße Anlage zumindest eine zur fraktionierten Destillation bei
Atmosphärendruck eingerichtete Destillationssäule und Mittel, die dafür eingerichtet sind, dieser Destillationssäule einen unter Verwendung zumindest eines Teils des Quenchabstroms gebildeten Trenneinsatz und einen weiteren Rohölstrom zuzuführen.
Vorteilhafterweise sind ferner Mittel vorgesehen, die dafür eingerichtet sind, in dieser Destillationssäule gebildete Destillationsabströme oder hiervon abgeleitete Ströme zumindest zum Teil ebenfalls dem Dampfspaltverfahren zu unterwerfen.
Die Erfindung wird unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen näher erläutert, welche bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung zeigen.
Kurze Beschreibung der Zeichnungen
Figur 1 zeigt eine Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten gemäß einer
Ausführungsform der Erfindung in Teilansicht. Figur 2 zeigt eine Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten gemäß einer
Ausführungsform der Erfindung in erweiterter Ansicht.
In den Figuren sind einander entsprechende Elemente mit identischen Bezugszeichen angegeben und werden nicht wiederholt erläutert. Die jeweils gezeigten
Anlagenkomponenten entsprechen gleichzeitig Schritten eines Verfahrens.
Ausführungsformen der Erfindung In Figur 1 ist eine Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten gemäß einer
Ausführungsform der Erfindung schematisch in einer Teilansicht dargestellt und insgesamt mit 100 bezeichnet.
Der Anlage 100 zugeführtes Rohöl a wird in zwei Rohölströme b und c aufgeteilt. Der Rohölstrom b wird in einer Konvektionszone eines oder mehrerer Spaltöfen 1 vorgewärmt und in einen Verdampfungsbehälter 2 überführt. Ein in dem
Verdampfungsbehälter 2 verdampfender Anteil des Rohölstroms b wird als Strom d nach Vermischung mit Dampf durch die Strahlungszone des oder der Spaltöfen 1 geführt, wobei ein Spaltgas e erhalten wird.
Das Spaltgas e wird in einem Spaltgaskühler 3 gekühlt und anschließend in einer Quencheinrichtung 4 mit einem in dem Verdampfungsbehälter 2 flüssig verbliebenen Anteil des Rohölstroms b, hier mit Strom f veranschaulicht, gequencht. Ein aus dem Quenchabstrom g gebildeter Trenneinsatz (ohne gesonderte Bezeichnung) wird in eine Destillationssäule 5 zur fraktionierten atmosphärischen Destillation überführt, in die auch der Rohölstrom c eingespeist wird.
Die Destillationssäule 5 wird in üblicher Weise betrieben, so dass in dieser
beispielsweise ein atmosphärischer Rückstand h und ein atmosphärisches Gasöl i erhalten werden. Vom Kopf oder aus einem oberen Bereich der Destillationssäule 5 wird ein Strom k abgezogen, der leichte Produkte aus dem oder den Spaltöfen 1 und dem Rohölstrom c enthält. Durch Beimischen von Wasser (nicht gezeigt) in einem Wasserwäscher 6 wird ein Wasser-Naphtha-Gemisch aus dem Strom k abgeschieden und als Strom I in einen Dekanter 7 überführt. In diesem wird ein Wasserstrom m und ein Naphthastrom n erhalten. In dem Wasserwäscher 6 gasförmig verbleibende Anteile, bei denen es sich im wesentlichen um Kohlenwasserstoffe mit einem bis vier Kohlenstoffatomen handelt, werden als Strom o abgezogen und einem Zerlegungsteil zugeführt, der in bekannter Weise ausgebildet sein kann. In einem entsprechenden Zerlegungsteil kann beispielsweise zunächst eine Abtrennung vom Methan und/oder von Methan und Ethan erfolgen (sogenannte Demethanizer First oder Deethanizer First-Verfahren).
In Figur 2 ist die Anlage 100 in erweiterter Ansicht, d.h. als erweiterter Ausschnitt einer Gesamtanlage 100, veranschaulicht und insgesamt mit 200 bezeichnet. Der in der Figur 1 gezeigte Anlagenteil, also zumindest ein Spaltofen 1 mit den zugehörigen Einrichtungen 2 bis 4 und eine zur fraktionierten atmosphärischen Destillation eingerichtete Destillationssäule 5 mit einem Wasserwäscher 6 und einem zugehörigen Dekanter 7, ist mit 100 bezeichnet.
Wie in Figur 2 veranschaulicht, wird aus einem atmosphärischen Rückstand, der als Strom h aus der Destillationssäule 5 abgezogen wird, in einer zur Vakuumdestillation eingerichteten Destillationssäule 8 ein Vakuumrückstand p erhalten, der in einer Einrichtung 9 verfeuert und zur Gewinnung von Energie, hier mit Pfeil q
veranschaulicht, verwendet werden kann.
Ein Kopfstrom r aus der Destillationssäule 8, sogenanntes Vakuumgasöl, wird in eine Hydriereinheit 10 überführt, wo der Strom r beispielsweise durch Hydrocracken bearbeitet werden kann. Ein entsprechend bearbeiteter Strom s kann in das
Dampf spaltverfahren bzw. in einen oder mehrere Spaltöfen 1 zurückgeführt werden. Entsprechendes gilt auch für den oben erläuterten Strom i, das atmosphärische Gasöl, der in einer Hydriereinheit 1 1 behandelt und anschließend als Strom t in das
Dampf spaltverfahren zurückgeführt werden kann. Aus einem Strom u, der im wesentlichen Kohlenwasserstoffe mit fünf bis acht Kohlenstoffatomen enthält, können in einer Aromatenextraktionseinheit 12 Aromaten abgetrennt und als Strom v aus der Anlage ausgeführt werden. Ein verbleibender Anteil kann als Strom w dem
Dampf spaltverfahren erneut unterworfen werden. Der bereits erläuterte Strom o, der überwiegend Kohlenwasserstoffe mit einem bis vier Kohlenstoffatomen aufweist, kann in einen C4-Zerlegungsteil 13 überführt werden, in welchem die hier insgesamt mit x angegebenen Produktströme, beispielsweise Ethylen, Propylen und Butadien, abgetrennt werden können. Ein Methanstrom y kann aus der Anlage ausgeführt und/oder zur Beheizung verwendet werden. Nicht als Produktströme x gewonnene Kohlenwasserstoffe können als Strom z in das Dampf spaltverfahren zurückgeführt werden.

Claims

Patentansprüche
1 . Verfahren zur Gewinnung von Rohölprodukten, bei dem aus einem Rohölstrom (b) durch Verdampfen (2) ein gasförmiger Strom (d) gebildet und der gasförmige Strom (d) zumindest zum Teil einem Dampfspaltverfahren (1 ) unterworfen wird, wobei in dem Dampf spaltverfahren (1 ) ein Spaltgasstrom (e) erzeugt wird, der zumindest zum Teil unter Erhalt eines Quenchabstroms (g) mit einem flüssigen Kohlenwasserstoff ström (f) gequencht wird, dadurch gekennzeichnet, dass ein bei dem Verdampfen (2) des Rohölstroms (b) flüssig verbleibender Anteil (f) zumindest zum Teil zur Bildung des zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoff Stroms (f) verwendet wird, wobei der zum Quenchen
verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom arm an oder frei von Komponenten ist, die aus dem Quenchabstrom (g) oder einem aus dem Quenchabstrom (g) gebildeten Strom abgetrennt wurden und der Quenchabstrom (g) durch das Quenchen mit dem flüssigen Kohlenwasserstoff ström (f) bei einer Temperatur erhalten wird, die in einem Temperaturbereich von 0 bis 250 °C liegt.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem aus zumindest einem Teil des
Quenchabstroms (g) ein Trenneinsatz gebildet wird, der zusammen mit einem weiteren Rohölstrom (c) unter Erhalt von Destillationsabströmen (h, i, k, p, r) destillativ aufgetrennt (5, 8) wird.
3. Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Destillationsabströme (h, i, k, p, r) oder hiervon abgeleitete Ströme (s, t, w, z) zumindest zum Teil als Recycleströme dem Dampf spaltverfahren (1 ) unterworfen werden.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 oder 3, bei dem die destillative
Auftrennung (5, 8) des Trenneinsatzes zusammen mit dem weiteren Rohölstrom (c) zunächst bei Atmosphärendruck (5) und anschließend im Vakuum (8) erfolgt.
5. Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, bei dem aus zumindest einem Teil der
Destillationsabströme (i, r) zumindest durch katalytische Hydrierung (10, 1 1 ) abgeleitete Ströme (s, t) gebildet werden.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 3 bis 5, bei dem durch katalytische
Hydrierung (1 1 ) behandeltes atmosphärisches Gasöl (i), durch katalytische Hydrierung behandeltes Vakuumgasöl (r), gesättigte Kohlenwasserstoffe mit zwei bis vier Kohlenstoffatomen (z) und/oder Kohlenwasserstoffe mit fünf bis acht Kohlenstoffatomen (w) als Recycleströme verwendet werden.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 6, bei dem Methan, Ethylen, Propylen und/oder Butadien (x) und/oder aromatische Verbindungen (v) gewonnen werden.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 7, bei dem zumindest ein Teil der Destillationsabströme (p, y) zur Energiegewinnung verfeuert wird.
9. Anlage (100) zur Gewinnung von Rohölprodukten, die dafür eingerichtet ist, aus einem Rohölstrom (b) durch Verdampfen einen gasförmigen Strom (d) zu bilden und den gasförmigen Strom (d) zumindest zum Teil einem Dampfspaltverfahren
(1 ) zu unterwerfen, wobei in dem Dampfspaltverfahren (1 ) ein Spaltgasstrom (e) erzeugbar ist und eine Quencheinrichtung (4) vorgesehen ist, die dafür eingerichtet ist, zumindest einen Teil des Spaltgasstroms (e) unter Erhalt eines Quenchabstroms (g) mit einem flüssigen Kohlenwasserstoff ström (f) zu quenchen, dadurch gekennzeichnet, dass Mittel vorgesehen sind, die dafür eingerichtet sind, einen bei dem Verdampfen (2) des Rohölstroms (b) flüssig verbleibenden Anteil (f) des Rohölstroms (b) zumindest zum Teil zur Bildung des zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoffstroms (f) zu verwenden, dass Mittel vorgesehen sind, die dafür eingerichtet sind, den zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom (f) arm an oder frei von Komponenten ist, die aus dem Quenchabstrom (g) oder einem aus dem Quenchabstrom (g) gebildeten Strom abgetrennt wurden, und dass Mittel vorgesehen sind, die dafür eingerichtet sind, dass der Quenchabstrom durch das Quenchen mit dem flüssigen
Kohlenwasserstoff ström (f) bei einer Temperatur erhalten wird, die in einem Temperaturbereich von 0 bis 250 Ό liegt.
10. Anlage (100) nach Anspruch 9, die Mittel aufweist, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 8 eingerichtet sind. Anlage (100) nach Anspruch 9 oder 10, die zumindest eine zur fraktionierten Destillation eingerichtete Destillationssäule (5, 8) aufweist, wobei Mittel vorgesehen sind, die dafür eingerichtet sind, den Quenchabstrom (g) zur Bildung eines Trenneinsatzes zu verwenden und den Trenneinsatz und einen weiteren Rohölstrom (c) in die zumindest eine Destillationssäule (5, 8) einzuspeisen.
EP15717936.7A 2014-04-30 2015-04-28 Verfahren zur gewinnung von rohölprodukten Not-in-force EP3137577B1 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102014006326.7A DE102014006326A1 (de) 2014-04-30 2014-04-30 Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten
EP14003149 2014-09-11
PCT/EP2015/059249 WO2015165920A1 (de) 2014-04-30 2015-04-28 Verfahren und anlage zur gewinnung von rohölprodukten

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP3137577A1 true EP3137577A1 (de) 2017-03-08
EP3137577B1 EP3137577B1 (de) 2018-06-20

Family

ID=52997464

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP15717936.7A Not-in-force EP3137577B1 (de) 2014-04-30 2015-04-28 Verfahren zur gewinnung von rohölprodukten

Country Status (12)

Country Link
US (1) US9994781B2 (de)
EP (1) EP3137577B1 (de)
JP (1) JP2017516892A (de)
KR (1) KR20160146767A (de)
CN (1) CN106414672B (de)
AU (1) AU2015254694A1 (de)
BR (1) BR112016025289A2 (de)
HU (1) HUE039685T2 (de)
PH (1) PH12016501983A1 (de)
RU (1) RU2016143914A (de)
WO (1) WO2015165920A1 (de)
ZA (1) ZA201607160B (de)

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1847365A (zh) * 2005-04-14 2006-10-18 高忠武 用重质油加工成轻质燃料油的釜式催化裂化工艺方法
US7374664B2 (en) 2005-09-02 2008-05-20 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil feedstock
US7563357B2 (en) * 2007-01-26 2009-07-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process for cracking synthetic crude oil-containing feedstock
US8118996B2 (en) * 2007-03-09 2012-02-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Apparatus and process for cracking hydrocarbonaceous feed utilizing a pre-quenching oil containing crackable components
US20090050523A1 (en) 2007-08-20 2009-02-26 Halsey Richard B Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock and selective hydrocracking
MY155605A (en) 2009-03-31 2015-11-13 Equistar Chem Lp Processing of acid containing hydrocarbons
US8105479B2 (en) 2009-06-18 2012-01-31 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for upgrading steam cracker tar-containing effluent using steam

Also Published As

Publication number Publication date
WO2015165920A1 (de) 2015-11-05
US9994781B2 (en) 2018-06-12
CN106414672B (zh) 2018-06-22
US20170051213A1 (en) 2017-02-23
BR112016025289A2 (pt) 2017-08-15
EP3137577B1 (de) 2018-06-20
HUE039685T2 (hu) 2019-01-28
PH12016501983A1 (en) 2016-12-19
KR20160146767A (ko) 2016-12-21
CN106414672A (zh) 2017-02-15
RU2016143914A3 (de) 2018-10-15
JP2017516892A (ja) 2017-06-22
AU2015254694A1 (en) 2016-11-10
RU2016143914A (ru) 2018-05-30
ZA201607160B (en) 2018-05-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2917305B1 (de) Verfahren zur herstellung olefinhaltiger produkte durch thermisches dampfspalten
EP2867336B1 (de) Verfahren zur umsetzung von kohlenwasserstoffeinsätzen durch thermisches dampfspalten
EP0698075B1 (de) Verfahren und vorrichtung zum dampfcracken einer leichten und einer schweren kohlenwasserstoffbeschickung
EP2867338B1 (de) Verfahren zum umsetzen von kohlenwasserstoffeinsätzen zu olefinhaltigen produktströmen durch thermisches dampfspalten
EP2867337B1 (de) Verfahren zur herstellung von olefinen durch thermisches dampfspalten in spaltöfen
DE2953190A1 (de) Verfahren zum herstellen von hochwertigem koks
EP2867339B1 (de) Verfahren zum herstellen von olefinen durch thermisches dampfspalten
DE2100910A1 (de) Crackverfahren
WO2009043753A1 (de) Verfahren zur gewinnung von aromatischen kohlenwasserstoffen aus einem kohlenwasserstoffgemisch
DD251781A5 (de) Verfahren zur behandlung von rueckstaenden von schweroel auf erdoelbasis
EP2834324B1 (de) Verfahren zur trennung von olefinen bei milder spaltung
EP3137578B1 (de) Verfahren zur gewinnung von rohölprodukten
EP3137577B1 (de) Verfahren zur gewinnung von rohölprodukten
DE60016755T2 (de) Verfahren zur behandlung von rohöl
DE1770894A1 (de) Verfahren zum Raffinieren von Aromaten enthaltenden Kohlenwasserstoffbeschickungen
DE102014006327A1 (de) Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten
DE1914603A1 (de) Verfahren zur Herstellung aromatischer und olefinischer Kohlenwasserstoffe
EP3714023B1 (de) Verfahren und anlage zur gewinnung polymerisierbarer aromatischer verbindungen
DE1928386A1 (de) Veredelung von Kokereioefen-Leichtoelen
DE102014006326A1 (de) Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten
EP3056480A1 (de) Verfahren und Anlage zur Erzeugung von Kohlenwasserstoffen
DE102013014867A1 (de) Verfahren und Anlage zur Erzeugung von Kohlenwasserstoffprodukten
DE1916301A1 (de) Verfahren zum Regenerieren russhaltiger OEle

Legal Events

Date Code Title Description
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE INTERNATIONAL PUBLICATION HAS BEEN MADE

PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: REQUEST FOR EXAMINATION WAS MADE

17P Request for examination filed

Effective date: 20161130

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

AX Request for extension of the european patent

Extension state: BA ME

DAV Request for validation of the european patent (deleted)
DAX Request for extension of the european patent (deleted)
REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R079

Ref document number: 502015004752

Country of ref document: DE

Free format text: PREVIOUS MAIN CLASS: C10G0009360000

Ipc: C10G0069060000

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: GRANT OF PATENT IS INTENDED

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: C10G 55/04 20060101ALI20180116BHEP

Ipc: C10G 47/00 20060101ALI20180116BHEP

Ipc: C10G 69/06 20060101AFI20180116BHEP

Ipc: C10G 9/00 20060101ALI20180116BHEP

Ipc: C10G 9/36 20060101ALI20180116BHEP

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20180207

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE PATENT HAS BEEN GRANTED

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 1010602

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20180715

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 502015004752

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MP

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180920

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180920

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: RS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180921

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

REG Reference to a national code

Ref country code: HU

Ref legal event code: AG4A

Ref document number: E039685

Country of ref document: HU

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20181020

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 502015004752

Country of ref document: DE

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed

Effective date: 20190321

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 502015004752

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20190430

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20190428

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190428

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190428

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190430

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20191101

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190430

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190430

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190430

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190428

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20181022

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20180620

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Payment date: 20230425

Year of fee payment: 9

Ref country code: AT

Payment date: 20230414

Year of fee payment: 9

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MM01

Ref document number: 1010602

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20240428

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20240429

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20240428

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20240429

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20240428