WO2015165921A1 - Verfahren und anlage zur gewinnung von rohölprodukten - Google Patents

Verfahren und anlage zur gewinnung von rohölprodukten Download PDF

Info

Publication number
WO2015165921A1
WO2015165921A1 PCT/EP2015/059250 EP2015059250W WO2015165921A1 WO 2015165921 A1 WO2015165921 A1 WO 2015165921A1 EP 2015059250 W EP2015059250 W EP 2015059250W WO 2015165921 A1 WO2015165921 A1 WO 2015165921A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
stream
crude oil
hydrocarbons
distillation
quench
Prior art date
Application number
PCT/EP2015/059250
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Heinz Zimmermann
Original Assignee
Linde Aktiengesellschaft
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 DE102014006327.5A external-priority patent/DE102014006327A1/de
Application filed by Linde Aktiengesellschaft filed Critical Linde Aktiengesellschaft
Priority to CN201580021667.2A priority Critical patent/CN106232779B/zh
Priority to JP2016565499A priority patent/JP2017516893A/ja
Priority to EP15721173.1A priority patent/EP3137578B1/de
Priority to BR112016025290A priority patent/BR112016025290A2/pt
Priority to KR1020167030315A priority patent/KR20160146766A/ko
Priority to US15/307,531 priority patent/US10000711B2/en
Priority to AU2015254695A priority patent/AU2015254695A1/en
Priority to RU2016142702A priority patent/RU2016142702A/ru
Publication of WO2015165921A1 publication Critical patent/WO2015165921A1/de
Priority to PH12016501940A priority patent/PH12016501940A1/en

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
    • C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • 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
    • C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/041—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by distillation
    • 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen 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
    • C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4006—Temperature
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012—Pressure
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/30—Aromatics

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 method for recovering crude oil products in which a gaseous stream is formed from a first crude oil stream and the gaseous stream is at least partially subjected to a steam cracking process. In the steam cracking process, a split gas flow is generated.
  • 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
  • the present invention proposes to use at least part of the quench effluent to form a separation insert and to separate the separation insert together with a second crude oil stream to obtain distillate effluents by distillation.
  • the separation insert may be formed from the quench effluent in any manner, but always contains within the quench effluent
  • Hydrocarbons having one, two, three, four or more carbon atoms and / or from such hydrocarbons, for example by hydrogenating or
  • hydrocarbons for example, methane, ethane, ethylene, acetylene, propane, propylene and
  • the separation insert advantageously contains hydrocarbons previously contained in the quench liquid hydrocarbon stream and / or compounds formed from such hydrocarbons. These are typically hydrocarbons with more than ten or twenty and more
  • the present invention achieves full integration into a refinery by, for example, feeding the quench effluent or separation feedstock entirely to atmospheric distillation in a correspondingly configured distillation column along with the second crude stream.
  • This makes it possible to dispense with separate separation means for hydrocarbons in the steam gap stream or the Quenchabstrom.
  • the compounds contained in the liquid hydrocarbon stream used for quenching pass into the respective fractions, for example the vacuum gas oil or the atmospheric gas oil, according to their boiling point. A separate separation of the liquid used in the quenching
  • Hydrocarbon Ström compounds contained in the manner of a conventional oil column is not required.
  • a water quench is also eliminated since pyrolysis gasoline also passes into the corresponding fractions of the crude oil distillation, namely the gasoline fractions.
  • a separate compression of Quenchabstroms is also not required in the invention.
  • the inventive method can therefore be with significantly less
  • 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 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.
  • Quenchabstrom is subjected together with the second crude oil stream, removed and go into the appropriate (s) fraction (s).
  • a particularly advantageous embodiment of the invention provides to form said gaseous stream by evaporation from the first crude oil stream, wherein a portion of the crude oil stream remaining liquid during the evaporation is used at least in part to form the liquid hydrocarbon stream used for quenching. It is particularly advantageous if the liquid hydrocarbon stream used for quenching is poor or free of components which have been separated off from the quench waste stream or a stream formed from the quench waste stream. In other words, in the context of the present invention, the liquid hydrocarbon stream used for quenching is advantageously not submerged Use of a recycle stream formed and there is no Quenchniklauf used, as it is known from conventional methods.
  • 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.
  • a lower portion of the lower portion of the cracked gas stream is fed and sent towards the Quenchöl.
  • the gap gas stream contained heavy compounds are dissolved or suspended in the quench oil and the gap 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.
  • the disadvantage of conventional quench circuits is the aging of the
  • 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 according to the preferred embodiment for quenching is poor in or free of components separated from the quench effluent stream or a stream formed from the quench effluent, with little or no aging process because it is lean or free from components contained, not recycled compounds only once with the
  • Spaltgasstrom come into contact. This one-time contact does not lead to aging reactions and the corresponding compounds can in
  • 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
  • the cracked gas stream conventionally enters the oil column at a temperature of about 230 ° C. and leaves it at a temperature of about 100 ° C. The majority of the heat is dissipated by the quench oil.
  • the temperature of the quenching gas 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 by about 130 ⁇ I ⁇ 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
  • Temperature value in the first temperature range is at least 649 ⁇ C.
  • Hydrocarbon ström the Quenchabstrom obtained at a temperature which is in a temperature range of 0 to 250 ⁇ , in particular from 50 to 200 ⁇ or from 50 to 150 ⁇ , ie at a temperature which is also achieved in a conventional oil column, and the a direct further processing of Quenchabstroms allows.
  • the cracked gas stream, before it is quenched with the liquid hydrocarbon Ström has already been cooled to a temperature which is 50 to 200 ⁇ , for example 100 to 150 ⁇ , above the temperature of Quenchabstroms and for example the typical
  • Incoming temperatures corresponds to an oil column in a conventional method.
  • the invention makes it possible in this particularly preferred embodiment to dispense with the use of further quench oil, in particular an oil circuit.
  • Another advantage that results from not using an oil circuit, is that, for example, the conventionally provided heat recovery from the cracking gas by consuming
  • Heat exchanger in the oil circuit is eliminated and the heat through the Quenchabstrom directly can be supplied to another consumer.
  • the heat can be used, for example, for (pre) heating the streams used in the atmospheric distillation.
  • the separating insert is formed from at least part of the quenching flow, which, together with the second
  • Crude oil is separated by distillation 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 pressure is advantageously carried out initially in a distillation column for fractional distillation at atmospheric distillation, as it is also used in a conventional refinery.
  • Distillation may be a vacuum distillation set up in a dedicated
  • distillation effluents All streams (cuts, fractions) formed in the distillation (for example, atmospheric distillation and / or vacuum distillation) are referred to herein as distillation effluents.
  • the present invention proposes in an advantageous
  • the separation insert such as conventional crude oil streams also, together with the second crude oil stream initially in an atmospheric
  • Refinery process used distillation column for atmospheric distillation functionally merged.
  • the products of the steam cracking process withdrawn from the top or from the top of the atmospheric distillation column may be subjected, together with corresponding light products from the crude oil stream, if present, to the post-cracking gas separation steps usually following the oil column of a steam cracking process.
  • a water wash can be used, in which, if necessary, the naphtha still present in a corresponding stream in liquid form is deposited. After washing with water, hydrocarbons having one to four carbon atoms typically remain in the gas phase. These 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
  • recycle streams Such streams subjected to the steam cracking process are referred to as recycle streams. 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. As also explained below, the compounds contained in corresponding streams can also be at least partially further implemented.
  • 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.
  • Crude oil is, as explained, advantageously initially at atmospheric pressure and then in vacuo, so that can be used for distillation on known methods of refinery technology and appropriate methods for the treatment of the distillation effluents can be used.
  • the 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.
  • 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. In the separation by distillation downstream separation stages, which
  • Vacuum distillation resulting and not further usable vacuum residue and / or the methane formed can be fired to produce energy.
  • a plant for the production of crude oil products which is adapted to form a gaseous stream from a first stream of crude oil and to subject the gaseous stream at least in part a vapor cracking process, is also Subject of the present invention.
  • the plant is arranged such that in the steam cracking process a split gas stream is generated which is used to form a separation insert contained in the quench effluent
  • means are provided which are set up to separate at least part of the quench waste stream together with a second crude oil stream to obtain distillate effluents by distillation.
  • Such a system has all the means that enable it to carry out a method according to the invention.
  • 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
  • Embodiment of the invention in partial view.
  • 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 is a plant for the production of crude oil products according to a
  • 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.
  • a water scrubber 6 By mixing 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. In this a water flow m and a naphtha flow n is obtained.
  • the system 100 is illustrated in an expanded view, ie as an expanded section of an overall system 100, and designated as a whole by 200.
  • 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
  • stream o which predominantly has hydrocarbons having one to four carbon atoms
  • product streams indicated here overall with x for example ethylene, propylene and butadiene
  • 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 ersten Rohölstrom (b) 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 Kohlenwasserstoffstrom (f) gequencht wird. Es ist dabei vorgesehen, zumindest einen Teil des Quenchabstroms (g) zur Bildung eines Trenneinsatzes zu verwenden und den Trenneinsatz zusammen mit einem zweiten Rohölstrom (c) unter Erhalt von Destillationsabströmen (h, i, k, p, r) destillativ aufzutrennen (5, 8). Der Trenneinsatz wird derart gebildet, dass er in dem Quenchabstrom (g) enthaltene Kohlenwasserstoffe mit einem, zwei, drei, vier und mehr Kohlenstoffatomen und/oder aus derartigen Kohlenwasserstoffen gebildete Kohlenwasserstoffe enthält. 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 ersten Rohölstrom ein gasförmiger Strom gebildet und der gasförmige Strom zumindest zum Teil einem Dampfspaltverfahren unterworfen wird. In dem Dampf spaltverfahren wird ein Spaltgasstrom erzeugt.
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, zumindest einen Teil des Quenchabstroms zur Bildung eines Trenneinsatzes zu verwenden und den Trenneinsatz zusammen mit einem zweiten Rohölstrom unter Erhalt von Destillationsabströmen destillativ aufzutrennen. 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 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, und/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 im Rahmen der vorliegenden Erfindung vorgeschlagen, eine gemeinsame destillative Trennung des Quenchabstroms bzw. des unter Verwendung des Quenchabstroms gebildeten Trenneinsatzes und damit auch leichterer
Kohlenwasserstoffe zusammen mit dem zweiten Rohölstrom vorzunehmen. Durch die vorliegende Erfindung wird, wie auch nachfolgend erläutert, eine Vollintegration in eine Raffinerie erzielt, beispielsweise indem der Quenchabstrom bzw. der Trenneinsatz 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 Dampfspaltstrom bzw. dem Quenchabstrom zu verzichten. Beispielsweise kann der Quenchabstrom bzw. der Trenneinsatz zusammen mit dem zum Quenchen
verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoff ström in eine entsprechende
Destillationssäule überführt werden, in der die üblichen Rohölfraktionen gewonnen werden. Die in dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoffstrom 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
Kohlenwasserstoff ström 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 im Rahmen der Erfindung ebenfalls nicht erforderlich.
Das erfindungsgemäße 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. 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.
Erfindungsgemäß werden jedoch die genannten Komponenten aus dem
Quenchabstrom in der anschließenden destillativen Auftrennung, der der
Quenchabstrom zusammen mit dem zweiten Rohölstrom unterworfen wird, entfernt und gehen in die entsprechende(n) Fraktion(en) über.
Eine besonders vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung sieht vor, den erwähnten gasförmigen Strom durch Verdampfen aus dem ersten Rohölstrom zu bilden, wobei ein bei dem Verdampfen flüssig verbleibender Anteil des Rohölstroms zumindest zum Teil zur Bildung des zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoffstroms verwendet wird. Besonders vorteilhaft ist es, wenn der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom arm an oder frei von Komponenten ist, die aus dem Quenchabstrom oder einem aus dem Quenchabstrom gebildeten Strom abgetrennt wurden. Mit anderen Worten wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom vorteilhafterweise 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 gemäß der vorteilhaften Ausführungsform zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom 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 vorteilhafte Quenchen mit dem flüssigen
Kohlenwasserstoff ström der Quenchabstrom bei einer Temperatur erhalten, die in einem Temperaturbereich von 0 bis 250 Ό, insbesond ere von 50 bis 200 Ό oder von 50 bis 150 Ό liegt, 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, bereits auf eine Temperatur abgekühlt worden, die 50 bis 200 Ό, beispielsweise 100 bis 150 Ό, oberhalb der Temperatur des Quenchabstroms 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.
Durch das Quenchen mit dem bei der Verdampfung des Rohölstroms verbleibenden flüssigen Anteil, oder einem entsprechenden Teil hiervon, sind in dem Quenchabstrom nur solche (schwereren) Komponenten enthalten, wie sie sich auch in herkömmlichen Rohölströmen wiederfinden, die der atmosphärischen Destillation unterworfen werden. Der bei der Verdampfung des Rohölstroms verbleibende flüssige Anteil kann vor seiner Verwendung auch abgekühlt werden, wobei seine Wärme auch auf andere Ströme übertragen werden kann. Im Gegensatz zu herkömmlichen Verfahren, in denen ein Quenchölkreislauf vorgesehen ist, wird in dieser Ausgestaltung der Erfindung also der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom nur einmal zum Quenchen verwendet. Ein großer Vorteil dieser Verfahrensvariante besteht daher darin, dass für den Quench kein Ölkreislauf benötigt wird, in dem das Öl durch chemische Reaktionen
üblicherweise sehr stark altert, stark an Viskosität zunimmt, und dadurch stark an Wert verliert. In der genannten Verfahrensvariante 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. Wie erwähnt wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung aus zumindest einem Teil des Quenchabstroms der Trenneinsatz gebildet, der zusammen mit zweiten
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.
Mit anderen Worten schlägt die vorliegende Erfindung in einer vorteilhaften
Ausgestaltung vor, den Trenneinsatz, wie herkömmliche Rohölströme auch, zusammen mit dem zweiten Rohölstrom 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 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 Dampfspaltverfahrens 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 Trenneinsatzes zusammen mit dem zweiten
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 ersten Rohölstrom einen gasförmigen Strom zu bilden und den gasförmigen Strom zumindest zu einem Teil einen Dampf spaltverfahren zu unterwerfen, ist ebenfalls Gegenstand der vorliegenden Erfindung. Die Anlage ist derart eingerichtet, dass in dem Dampf spaltverfahren ein Spaltgasstrom erzeugt wird, der zur Bildung eines Trenneinsatzes verwendet wird, der in dem Quenchabstrom enthaltene
Kohlenwasserstoffe mit einem, zwei, drei, vier und mehr Kohlenstoffatomen und/oder aus derartigen Kohlenwasserstoffen gebildete Kohlenwasserstoffe enthält, und dass zumindest eine zur fraktionierten Destillation eingerichtete Destillationssäule bereitgestellt ist, die dafür eingerichtet ist, den Trenneinsatz zumindest zum Teil unter Erhalt eines Quenchabstroms mit einem flüssigen Kohlenwasserstoff ström gequencht werden kann. Erfindungsgemäß sind Mittel vorgesehen, die dafür eingerichtet sind, zumindest einen Teil des Quenchabstroms zusammen mit einem zweiten Rohölstrom unter Erhalt von Destillationsabströmen destillativ aufzutrennen.
Eine derartige Anlage weist sämtliche Mittel auf, die sie zur Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens befähigen.
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 ersten
Rohölstrom (b) ein gasförmiger Strom (d) gebildet und der gasförmige Strom (d) zumindest zum Teil einem Dampf spaltverfahren (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 zumindest ein Teil des Quenchabstroms (g) zur Bildung eines Trenneinsatzes verwendet wird und dass der Trenneinsatz zusammen mit einem zweiten
Rohölstrom (c) unter Erhalt von Destillationsabströmen (h, i, k, p, r) destillativ aufgetrennt (5, 8) wird, wobei der Trenneinsatz derart gebildet wird, dass er in dem Quenchabstrom (g) enthaltene Kohlenwasserstoffe mit einem, zwei, drei, vier und mehr Kohlenstoffatomen und/oder aus derartigen Kohlenwasserstoffen gebildete Kohlenwasserstoffe enthält.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem der Trenneinsatz derart gebildet wird, dass er Kohlenwasserstoffe enthält, die in dem zuvor in dem zum Quenchen verwendeten flüssigen Kohlenwasserstoff ström (f) enthalten waren, und/oder dass er aus solchen Kohlenwasserstoffen gebildete Verbindungen enthält.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 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 Anspruch 1 , 2 oder 3, 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.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der gasförmige
Strom (d) durch Verdampfen (2) aus dem ersten Rohölstrom (b) gebildet wird, wobei ein bei dem Verdampfen (2) flüssig verbleibender Anteil (f) zumindest zum Teil zur Bildung des zum Quenchen verwendeten flüssigen
Kohlenwasserstoff Stroms (f) verwendet wird.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der zum Quenchen verwendete flüssige Kohlenwasserstoffstrom (f) arm an oder frei von
Komponenten ist, die aus dem Quenchabstrom (g) oder einem aus dem
Quenchabstrom (f) gebildeten Strom abgetrennt wurden.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem die destillative
Auftrennung (5, 8) des Trenneinsatzes zusammen mit dem zweiten Rohölstrom (c) zunächst bei Atmosphärendruck (5) und anschließend im Vakuum (8) erfolgt.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem aus zumindest
einem Teil der Destillationsabströme (i, r) zumindest durch katalytische
Hydrierung (10, 1 1 ) abgeleitete Ströme (s, t) gebildet werden.
9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem Methan, Ethylen, Propylen und/oder Butadien (x) und/oder aromatische Verbindungen (v) gewonnen werden.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem zumindest ein Teil der Destillationsabströme (p, y) zur Energiegewinnung verfeuert wird.
1 1 . Anlage (100) zur Gewinnung von Rohölprodukten, die dafür eingerichtet ist, aus einem ersten Rohölstrom (b) 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, zumindest einen Teil des Quenchabstroms (g) zur Bildung eines
Trenneinsatzes zu verwenden, der in dem Quenchabstrom (g) enthaltene
Kohlenwasserstoffe mit einem, zwei, drei, vier und mehr Kohlenstoffatomen und/oder aus derartigen Kohlenwasserstoffen gebildete Kohlenwasserstoffe enthält, und dass zumindest eine zur fraktionierten Destillation eingerichtete Destillationssäule (5, 8) bereitgestellt ist, die dafür eingerichtet ist, den
Trenneinsatz zusammen mit einem zweiten Rohölstrom (c) unter Erhalt von Destillationsabströmen (h, i, k, p, r) destillativ aufzutrennen.
12. Anlage (100) nach Anspruch 1 1 , die Mittel aufweist, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 9 eingerichtet sind.
PCT/EP2015/059250 2014-04-30 2015-04-28 Verfahren und anlage zur gewinnung von rohölprodukten WO2015165921A1 (de)

Priority Applications (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201580021667.2A CN106232779B (zh) 2014-04-30 2015-04-28 获得原油产品的方法和设备
JP2016565499A JP2017516893A (ja) 2014-04-30 2015-04-28 原油製生成物を取得するための方法及びプラント
EP15721173.1A EP3137578B1 (de) 2014-04-30 2015-04-28 Verfahren zur gewinnung von rohölprodukten
BR112016025290A BR112016025290A2 (pt) 2014-04-30 2015-04-28 método e planta para obter produtos de óleo cru
KR1020167030315A KR20160146766A (ko) 2014-04-30 2015-04-28 원유 제품들을 획득하기 위한 방법 및 플랜트
US15/307,531 US10000711B2 (en) 2014-04-30 2015-04-28 Method and plant for obtaining crude oil products
AU2015254695A AU2015254695A1 (en) 2014-04-30 2015-04-28 Method and plant for obtaining crude oil products
RU2016142702A RU2016142702A (ru) 2014-04-30 2015-04-28 Способ и установка для получения продуктов сырой нефти
PH12016501940A PH12016501940A1 (en) 2014-04-30 2016-09-30 Method and plant for obtaining crude oil products

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102014006327.5 2014-04-30
DE102014006327.5A DE102014006327A1 (de) 2014-04-30 2014-04-30 Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten
EP14003150.1 2014-09-11
EP14003150 2014-09-11

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015165921A1 true WO2015165921A1 (de) 2015-11-05

Family

ID=53059070

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2015/059250 WO2015165921A1 (de) 2014-04-30 2015-04-28 Verfahren und anlage zur gewinnung von rohölprodukten

Country Status (11)

Country Link
US (1) US10000711B2 (de)
EP (1) EP3137578B1 (de)
JP (1) JP2017516893A (de)
KR (1) KR20160146766A (de)
CN (1) CN106232779B (de)
AU (1) AU2015254695A1 (de)
BR (1) BR112016025290A2 (de)
HU (1) HUE039134T2 (de)
PH (1) PH12016501940A1 (de)
RU (1) RU2016142702A (de)
WO (1) WO2015165921A1 (de)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070055087A1 (en) * 2005-09-02 2007-03-08 Powers Donald H Olefin production utilizing whole crude oil feedstock
US20080221378A1 (en) * 2007-03-09 2008-09-11 Stell Richard C 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

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7550642B2 (en) * 2006-10-20 2009-06-23 Equistar Chemicals, Lp Olefin production utilizing whole crude oil/condensate feedstock with enhanced distillate production
US8105479B2 (en) 2009-06-18 2012-01-31 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for upgrading steam cracker tar-containing effluent using steam

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070055087A1 (en) * 2005-09-02 2007-03-08 Powers Donald H Olefin production utilizing whole crude oil feedstock
US20080221378A1 (en) * 2007-03-09 2008-09-11 Stell Richard C 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

Also Published As

Publication number Publication date
KR20160146766A (ko) 2016-12-21
RU2016142702A3 (de) 2018-08-29
EP3137578A1 (de) 2017-03-08
HUE039134T2 (hu) 2018-12-28
CN106232779B (zh) 2018-09-21
AU2015254695A1 (en) 2016-10-20
JP2017516893A (ja) 2017-06-22
PH12016501940A1 (en) 2017-01-09
US10000711B2 (en) 2018-06-19
RU2016142702A (ru) 2018-05-30
EP3137578B1 (de) 2018-06-20
US20170058215A1 (en) 2017-03-02
BR112016025290A2 (pt) 2017-08-15
CN106232779A (zh) 2016-12-14

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
DE2601875C2 (de) Gesamtverfahren zur Erzeugung von unter Normalbedingungen gasförmigen Olefinen mittels Dampfcracken eines hydrierten Erdöleinsatzmaterials
EP2406349B1 (de) Verfahren zur gewinnung von reinaromaten aus aromatenhaltigen kohlenwasserstofffraktionen
EP2867337B1 (de) Verfahren zur herstellung von olefinen durch thermisches dampfspalten in spaltöfen
EP2867338B1 (de) Verfahren zum umsetzen von kohlenwasserstoffeinsätzen zu olefinhaltigen produktströmen durch thermisches dampfspalten
EP2867339B1 (de) Verfahren zum herstellen von olefinen durch thermisches dampfspalten
DE2953190A1 (de) Verfahren zum herstellen von hochwertigem koks
EP0698075A1 (de) Verfahren und vorrichtung zum dampfcracken einer leichten und einer schweren kohlenwasserstoffbeschickung
DD251781A5 (de) Verfahren zur behandlung von rueckstaenden von schweroel auf erdoelbasis
EP2834324A1 (de) Verfahren zur trennung von olefinen bei milder spaltung
DE60016755T2 (de) Verfahren zur behandlung von rohöl
EP3137578B1 (de) Verfahren zur gewinnung von rohölprodukten
EP3137577B1 (de) Verfahren zur gewinnung von rohölprodukten
DE1770894A1 (de) Verfahren zum Raffinieren von Aromaten enthaltenden Kohlenwasserstoffbeschickungen
EP3714023B1 (de) Verfahren und anlage zur gewinnung polymerisierbarer aromatischer verbindungen
DE1914603A1 (de) Verfahren zur Herstellung aromatischer und olefinischer Kohlenwasserstoffe
DE1928386A1 (de) Veredelung von Kokereioefen-Leichtoelen
DE102014006327A1 (de) Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten
DE102014006326A1 (de) Verfahren und Anlage zur Gewinnung von Rohölprodukten
DE19809361A1 (de) Verfahren zur Gewinnung von Cyclopentan und/oder Cyclopenten
DE102013014867A1 (de) Verfahren und Anlage zur Erzeugung von Kohlenwasserstoffprodukten
DD283908A5 (de) Verfahren zur Entaromatisierung von Kohlenwasserstoffgemischen
DE1645828B (de) Verfahren zur Aufarbeitung eines mischphasigen Produktausflusses einer Kohlenwasserstoffumwandlung

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15721173

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12016501940

Country of ref document: PH

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2015254695

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20150428

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20167030315

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

Ref document number: 2016565499

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15307531

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

REG Reference to national code

Ref country code: BR

Ref legal event code: B01A

Ref document number: 112016025290

Country of ref document: BR

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2015721173

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2015721173

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2016142702

Country of ref document: RU

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 112016025290

Country of ref document: BR

Kind code of ref document: A2

Effective date: 20161027