Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Verbesserung der Transportfähigkeit von schwerem Rohöl.

Es ist allgemein bekannt, in einer Erdöllagerstätte gefördertes Erdöl als Rohöl zur weiteren Verarbeitung in einer Raffinerie über Rohrleitungen zu transportieren, wobei sich diese über Entfernungen von mehreren tausend Kilometern erstrecken können.

Lassen sich in einer Erdöllagerstätte nur noch schwere oder Superschwere Rohöle gewinnen, also solche z.B. mit einer Viskosität von in weniger als 40 000 mPa s bzw. 24° API (API = amerikanische Dichteeinheit für Rohöl), so ist ein längerer Transport derartiger Rohöle durch Rohrleitungen ohne zusätzliche Maßnahmen nicht mehr möglich bzw. unwirtschaftlich.

Es wurde daher bereits nach verschiedenen Möglichkeiten gesucht, die Transportfähigkeit von schwerem Rohöl, insbesondere durch Verringerung der Viskosität, zu verbessern. Aus der DE 36 09 641 A1 ist bekannt, zum Transport von zähfließendem Rohöl dieses in eine ÖI-in-Wasser-Emulsion mit mindestens 10 bis 15 % Wasser unter Zusatz eines speziellen Emulgators auf Basis Oxethylat umzuwandeln.

Gemäß WO 201 1/006024 A2 wird zur Verringerung der Viskosität vorgeschlagen, ein Polymer bestehend aus einem nicht-ionischen Monomeren und mindestens 25 Molprozent kationischer Monomere einzusetzen.

Der Zusatz von Emulgatoren oder Polymeren als Verdünnungsmittel ist mit zusätzlichen Kosten verbunden und erfordert, dass diese vor der Raffination des Rohöls wieder entfernt werden müssen.

In der DE 2 039 329 A wird zur Transportverbesserung vorgeschlagen, Rohöl auf Temperaturen von 340 bis 650 °C zu erhitzen. Dies ist jedoch mit einem erheblichen Aufwand verbunden und bei Transportstrecken von mehreren tausend Kilometern wirtschaftlich nicht realisierbar.

In der US 7,861 ,737 B2 wird vorgeschlagen, zur Transportverbesserung von Schweröl diesem erst ein Lösungsmittel, wie z.B. Naphtha, zuzusetzen, um das Schwer- bzw. Rohöl zu verdünnen. Danach wird Dimethylether (DME) in flüssigem oder gasförmigem Zustand unter hohem Druck, mindesten 4 bar, eingetragen. Der Zusatz von DME soll zu einer deutlichen Verringerung der Viskosität des Schwer- bzw. Rohöls führen, wodurch die Transportfähigkeit verbessert wird.

Der Nachteil dieser Lösung ist, dass zwei Komponenten, Naphtha und DME, bereitgestellt, zur Erdöllagerstätte transportiert und dem Schwer- bzw. Rohöl zugesetzt werden müssen. Der Zusatz von DME als Komponente mit einem hohen Partialdruck ist mit zusätzlichem Aufwand beim Mischen und Verpumpen verbunden. Naphtha enthält überwiegend Cycloparaffine. Die Zusätze Naphtha und DME müssen während der nachfolgenden Raffination des Rohöls destillativ mit abgetrennt werden. DME ist unter Normalbedingungen ein hochentzündliches Gas. Der Umgang mit diesem hochexplosiven Stoff erfordert erhebliche sicherheitstechnische Aufwendungen.

Aufgabe der Erfindung ist es, ein Verfahren zur Verbesserung der Transportfähigkeit von schwerem Rohöl mittels eines Zusatzes zu schaffen, der aus einem bei der Erdölgewinnung anfallenden Nebenprodukt herstellbar ist, keine besonderen sicherheitstechnischen Vorkehrungen erfordert, mit geringem Aufwand dem schweren Rohöl zugesetzt werden kann, während der nachfolgenden Raffination nicht abgetrennt werden muss und zu einer erhöhten Ausbeute an herkömmlichem Benzin bei der Raffination führt.

Erfindungsgemäß wird die Aufgabe durch die im Anspruch 1 angegebenen Merkmale gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen der Verfahrensweise sind Gegenstand der Ansprüche 2 bis 18.

Erfindungsgemäß wird dem schweren Rohöl vor dessen Entgasung und Entwässerung als viskositätserniedrigendes Mittel ein wasserhaltiges Kohlenwasserstoffgemisch mit einer Kettenlänge von vorwiegend C4 bis C12, das keine sauerstoffhaltigen Kohlenwasserstoffverbindungen enthält, und im Bereich einer Erdöllagerstätte aus als Nebenprodukt anfallendem Erdgas und/oder Erdölbegleitgas gewonnen wird, zugesetzt.

Vorwiegend bedeutet hier, dass ca. 80 bis 85 % der Kohlenwasserstoffe eine Kettenlänge von C4 bis C12 aufweisen. Bei den restlichen 15 bis 20 % handelt es sich um Verbindungen mit den Kettellängen C3 bzw. >C12.

Die Einsatzmenge des Kohlenwasserstoffgemisches liegt vorzugsweise im Bereich von 20 bis 40 %, bezogen auf die Menge an Rohöl.

Das spezielle Kohlenwasserstoffgemisch wird vor Ort wie folgt hergestellt:

a) Umwandlung des Erdgases und/oder Erdölbegleitgases in ein Methanol/Wasser- Gemisch,

b) destillative Aufarbeitung des Methanol-Wasser-Gemisches zu einem Destillat mit einem hohen Wasser- und Alkoholgehalt von über 90 %,

c) katalytische Umwandlung des Destillates in ein Dimethylether/Methanol/Wasser- Gemisch,

d) Umwandlung des Dimethylether/Methanol/Wasser-Gemisches durch Dehydratation in das wasserhaltige Kohlenwasserstoffgemisch mit einer Kettenlänge C4 bis C12.

Das gemäß den Verfahrensschritten a) bis d) erhaltene Kohlenwasserstoffgemisch wird entweder unbehandelt oder nach Entgasung und/oder Entwässerung dem schweren Rohöl zugesetzt, wodurch aus dem schweren Rohöl ein in seiner Qualität leichtes Rohöl erhalten wird, das über Leitungen zu einer Raffinerie transportiert wird. Während der nachfolgenden Raffination des leichten Rohöls zu herkömmlichem Benzin wird die produzierte Menge an Benzin um die im wasserhaltigen Kohlenwasserstoffgemisch enthaltene Menge an Kohlenwasserstoffen erhöht.

Das Ausgangsprodukt, Erdgas und/oder Erdölbegleitgas, fällt bei der Gewinnung von schwerem Rohöl in Erdöllagerstätten, z.B. bei einer sogenannten Cluster-Förderung, an. Das Begleitgas wird mittels einer Fluidabtrenneinrichtung abgetrennt. Bisher war es übliche Praxis, das als Nebenprodukt anfallende Erd- bzw. Begleitgas zurück zu verpressen oder abzufackeln.

Von großem ökonomischem Vorteil ist einerseits die Verwertung des als Nebenprodukt anfallenden Erd- bzw. Begleitgases unmittelbar am Entstehungsort und andererseits die Tatsache, dass das zu fließfähigerem und transportfähigem Rohöl modifizierte schwere Rohöl keiner gesonderten Behandlung unterzogen werden muss. Es kann nunmehr in einer Raffinerie wie normales leichtes Rohöl weiterverarbeitet werden. Unter„leichtem Rohöl" sind dabei solche Rohöle zu verstehen, die einen API von in etwa 30° oder größer besitzen. Während der Raffination des leichten Rohöls stellt sich ein weiterer Vorteil ein. Das zugesetzte Kohlenwasserstoffgemisch enthält bereits Kohlenwasserstoffe im Bereich C4 bis C12, wie herkömmliches Benzin. Demzufolge erhöht sich bei der Raffination des leichten Rohöls die gewonnene Benzinmenge um ca. den Anteil an erfindungsgemäß zugesetztem Kohlenwasserstoffgemisch.

Dadurch lassen sich im Vergleich zu schwerem Rohöl deutlich höhere Verkaufserlöse erzielen. Der Aufwand für die Errichtung einer Anlage unmittelbar vor Ort zur chemischen Umsetzung von Erdgas bzw. Erdölbegleitgas in Kohlenwasserstoffgemisch amortisiert sich somit bereits nach relativ kurzer Betriebsdauer.

Die Umwandlung des Erd- und/oder Erdölbegleitgases in ein Methanol-Wasser-Gemisch kann nach zwei unterschiedlichen Verfahrensweisen erfolgen:

Gemäß einer ersten Variante sind folgende Verfahrensschritte vorgesehen:

Entschwefelung; Sättigung mit Prozesskondensat und Dampf;

Vorspaltung in ein Gasgemisch aus Methan, Kohlendioxid und Kohlenmonoxid;

anschließend wird das vorgespaltene Gasgemisch unter erhöhter Temperatur und bei einem Druck von mindestens 50 bar in einem Autothermreaktor katalytisch in Synthesegas unter Zusatz von vorgeheiztem Sauerstoff umgewandelt, das abgekühlt und mittels eines Kompressors komprimiert wird, und

nachfolgend aus diesem durch katalytische Umwandlung im Rahmen einer zweistufigen Wasser-Methanol-Synthese in einem wassergekühlten und in einem gasgekühl- ten Reaktor Methanol gewonnen und durch nachfolgende mehrstufige Kondensation Rohmethanol (Methanol-Wasser-Gemisch) erhalten wird.

Gemäß einer zweiten Variante sind folgende Verfahrensschritte vorgesehen:

Entschwefelung; Sättigung mit Prozesskondensat und Dampf;

nachfolgende Auskreisung eines Teilstromes an mit Wasser gesättigtem Prozessgas, das in ein Gasgemisch aus Methan, Wasserstoff, Kohlendioxid und Kohlenmonoxid vorgespalten wird;

dieses Gasgemisch wird in einem Steamreformer in ein erstes Synthesegas, ein Gemisch aus Wasserstoff, Kohlendioxid und Kohlenmonoxid, umgewandelt, das wieder in den mit Wasser gesättigten Prozessgasstrom zurückgeführt und mit diesem vermischt wird;

anschließend wird der Prozessgasstrom unter erhöhter Temperatur und bei einem Druck von mindestens 50 bar in einem Autothermreaktor unter Zusatz von vorgeheiztem Sauerstoff katalytisch in ein zweites Synthesegas umgewandelt, das abgekühlt und mittels eines Kompressors komprimiert wird, und

nachfolgend aus diesem durch katalytische Umwandlung im Rahmen einer zweistufigen Wasser-Methanol-Synthese in einem wassergekühlten und in einem gasgekühlten Reaktor Methanol gewonnen und durch nachfolgende mehrstufige Kondensation Rohmethanol (Methanol-Wasser-Gemisch) erhalten wird.

Das jeweils erhaltene Methanol-Wasser-Gemisch (Rohmethanol) wird nachfolgend einer zweitstufigen Destillation unterzogen, wobei in der ersten Stufe niedrig siedende und in der zweiten Stufe höher siedende Verbindungen abgetrennt werden und ein Destillat mit einem hohen Wasser- und Alkoholgehalt entsteht. Dieses wird nachfolgend in einem Festbettreaktor katalytisch in ein Dimethylether/Methanol/Wasser-Gemisch umgewandelt, das anschließend in weiteren adiabatisch arbeitenden Reaktoren im Temperaturbereich von 300 bis 450 °C in das wasserhaltige Kohlenwasserstoffgemisch als Endprodukt umgewandelt wird.

Dieses Kohlenwasserstoffgemisch hat beispielsweise folgende Zusammensetzung:

- 57 % Wasser

5 % Propan

38 % Kohlenwasserstoffe (hauptsächlich im Bereich C4 bis C12).

Die Kohlenwasserstoffe bestehen aus Paraffinen, Olefinen und Aromaten.

Das im Festbettreaktor anfallende Dimethylether/Methanol/Wasser-Gemisch wird vorzugsweise mit Recyclegas zur Temperatureinstellung versetzt.

Gemäß einer bevorzugten Ausführung wird eine erste Teilmenge an Synthesegas ausgekreist, im Kreislauf gefahren und dabei auf den erforderlichen Betriebsdruck komprimiert. Es kann auch noch eine zweite Teilmenge an Synthesegas ausgekreist werden, aus der in einer Pressure-Swing-Anlage Wasserstoff abgetrennt wird, der auf der Saugseite des Kompressors wieder in den Synthesegasstrom eingeleitet wird.

Das unmittelbar am Förderort hergestellte Kohlenwasserstoffgemisch wird nunmehr entweder unbehandelt oder nach Entgasung und/oder Entwässerung dem schweren Rohöl zugesetzt, wobei dieses verdünnt und dadurch die Transportfähigkeit deutlich verbessert wird.

Über die Zusatzmenge an Kohlenwasserstoffgemisch lässt sich die Viskosität entsprechend der gewünschten Transportqualität gezielt einstellen. Zur Herabsetzung der Viskosität des schweren Rohöls werden in Abhängigkeit vom API-Grad bis zu 40 %, bezogen auf die Menge an schwerem Rohöl, zugesetzt. Dadurch wird eine für einen Transport ausreichend hohe Verdünnung erzielt.

Es können auch größere Mengen zugesetzt werden, die sich jedoch nur noch unwesentlich auf eine weitere Verringerung der Viskosität auswirken. Bereits kleine Zusatzmengen, im einstelligen Prozentbereich, können ausreichen, um die Qualität des schweren Rohöls zu verbessern. Vorzugsweise führen mindestens 10 %, bezogen auf die Menge an ungereinigtem Rohöl, zu sehr guten Ergebnissen.

Dem schweren Rohöl wird ein Kohlenwasserstoffgemisch mit einer Kettenlänge von vorwiegend C4 bis C12 zugesetzt, das keine sauerstoffhaltigen Kohlenwasserstoffverbindungen enthält.

Die speziellen Bedingungen zur Gewinnung dieses Kohlenwasserstoffgemisches sind im nachfolgenden Ausführungsbeispiel angegeben.

Das als Zwischenprodukt gebildete Methanol sollte vorzugweise noch einen Restwassergehalt von mindestens 4 % und einen Alkoholgehalt von 0,1 % besitzen. Es wird durch Dehydratation katalytisch zu einem wasser- und gashaltigen Kohlenwasserstoffgemisch umgesetzt.

Dieses Kohlenwasserstoffgemisch kann unmittelbar im Bereich der Erdöllagerstätte zur Verbesserung der Förderfähigkeit entweder dem bereits geförderten und/oder dem noch unterirdisch gelagerten schweren Rohöl über das Bohrloch zugeführt werden.

Vorzugsweise erfolgt die Einbringung in ein Bohrloch über ein in dieses eingesetztes Spülrohr.

Bei einzelnen Schächten zur Förderung eines Erdöl-Clusters besteht auch die Möglichkeit, dass eine erste Teilmenge an Kohlenwasserstoffgemisch oberhalb des Bohrloches zugeführt wird, um die Transportfähigkeit des schweren Rohöls zu verbessern. Die Erdölschächte eines Clusters werden zusammengeführt, wobei nach dem Zusammenführen die Fluidströme vermischt und in einer Massenabtrenneinrichtung Wasser und Ölbegleit- gas abgetrennt werden. Während des Vermischens kann wiederum eine entsprechende Menge an Kohlenwasserstoffgemisch zugesetzt werden. Dieses wird in Abhängigkeit von der Viskosität des Schweröls so dosiert, dass dessen Transportfähigkeit in ausreichendem Maße verbessert wird bis zu einer Qualität, wie leichtes Rohöl.

Erforderlichenfalls kann das gebildete Kohlenwasserstoffgemisch vor dem Inkontakt- bringen mit dem schweren Rohöl noch gereinigt, also entwässert und entgast werden. Durch separate Wasserabtrennung und Entgasung kann aus dem wässrigen Kohlenwasserstoffgemisch ein wasserfreies Kohlenwasserstoffgemisch erzeugt werden.

Grundsätzlich kann das aufbereitete Kohlenwasserstoffgemisch an jeder gewünschten Stelle zur Verbesserung der Förder- oder Transportfähigkeit zugesetzt werden.

Gereinigtes Kohlenwasserstoffgemisch kann vorzugsweise auf der Saugseite der zum Transport des Rohöls eingesetzten Pumpe zugeführt werden. Gegebenenfalls können Kohlenwasserstoffgemisch und schweres Rohöl auch in einer separaten Mischeinrichtung zu leichtem Rohöl vermischt werden.

Einsatzmengen an Kohlenwasserstoffgemisch von ca. 20 % sind bereits ausreichend, um z.B. Schweröl (API 23°) in leichtes Rohöl (API 31 °) umzuwandeln.

Vorzugsweise wird die Viskosität des geförderten schweren Rohöls gemessen und in Abhängigkeit vom aktuellen Messergebnis die Menge an Kohlenwasserstoffgemisch dosiert zugesetzt, um leichtes Rohöl zu erhalten.

Unaufbereitetes Kohlenwasserstoffgemisch muss innerhalb der Förder- und Transportstrecke des schweren Rohöls diesem vor Erreichen der Massenabtrenneinrichtung zugesetzt werden. Dagegen kann aufbereitetes Kohlenwasserstoffgemisch, das entwässert und entgast ist, an allen Stellen der Förder- und Transportstrecke dem schweren Rohöl zugesetzt werden.

Die Erfindung wird nachstehend an zwei Beispielen näher erläutert.

In der zugehörigen Zeichnung zeigen,

Fig. 1 eine erste Ausführungsvariante als Fließschema und

Fig. 2 eine zweite Ausführungsvariante als Fließschema.

In einer Erdöllagerstätte werden 1088 t/h an schwerem Rohöl (API 23°) gefördert, das folgende Zusammensetzung aufweist:

Kohlenwasserstoffe 818 t

Wasser 240 t und

gasförmige Bestandteile 30 t.

In einer zentralen Ölaufarbeitung 1 wird das aus unterschiedlichen Bohrlöchern 2 stammende Rohöl zusammengeführt, gemischt und nachfolgend einer Trenneinrichtung zugeführt, in der die wässrige Phase und gasförmige Bestandteile abgetrennt werden. Die Trenneinrichtung ist Bestandteil der zentralen Ölaufarbeitung 1 . In den Figuren 1 und 2 sind symbolhaft drei Bohrlöcher 2 dargestellt.

Im Zusammenhang mit der Erdölförderung fällt Erdgas/Erdölbegleitgas mit folgender Zusammensetzung an:

- Stickstoff 1 ,5 %

- Methan 92 %

- Ethan 3,5 %

- Propan 1 ,5 %

- höhere Kohlenwasserstoffe 1 %

- Schwefel 50 ppm.

Das Erdgas/Ölbegleitgas (350.000 Nm ³ /h) wird in einer auf dem Gelände der Erdöllagerstätte errichteten Chemieanlage wie folgt in ein Kohlenwasserstoffgemisch umgewandelt. Beispiel 1

Wie in Fig. 1 gezeigt, wird Erdgas/Ölbegleitgas 3 bei einem Druck von 70 bar zunächst bei einer Temperatur von 375 °C über einem Zinkoxidbett entschwefelt (Entschwefelungseinheit 4), danach mit Prozesskondensat und Dampf gesättigt (Sättiger 5) und nach Einstellung eines Dampf-/Kohlenstoffverhältnisses von 1 ,0 im Prereformer 6, einem adiabatisch arbeitenden Katalysereaktor, bei 480 °C in ein Gemisch aus Methan, Kohlendioxid und Kohlenmonoxid vorgespalten.

Nach weiterer Aufheizung auf 630 bis 650 °C wird das vorgespaltene Gas einem Autothermreformer 7 zugeführt. In diesem Katalysereaktor wird durch Zusatz von auf 230 °C vorgeheiztem Sauerstoff 9, der in einer Luftzerlegungsanlage 8 gewonnen wird, bei 1030 °C ein Synthesegas 10 erzeugt, das aus Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Kohlendioxid besteht und nur noch eine sehr kleine Menge ungespaltenes Methan enthält. Dieses Synthesegas wird in einem Abhitzesystem 1 1 gekühlt.

Über verschiedene Stufen, die zur Dampferzeugung bzw. Erwärmung verschiedener Gas- /Produktströme genutzt werden, wird das nunmehr bei 55 bar anliegende und gekühlte Synthesegas mit einem Kompressor 12 auf 75 bar komprimiert. Nachfolgend wird in einem dualen System, bestehend aus einem wassergekühlten und einem gasgekühlten Reaktor 13, Synthesegas katalytisch im Temperaturbereich von 220 bis 260 °C in Methanol umgewandelt und durch Kondensation ein Rohmethanol 14 mit folgender Zusammensetzung erhalten:

- Methanol 83 Gew.-%

Kohlendioxid 3,6 Gew.-%

- Wasser 1 1 ,7 Gew.-%

- Methan 1 ,5 Gew.-% höhere Kohlenwasserstoffe 0,1 Gew.-%

- höhere Alkohole 0,1 %.

Während der Methanolsynthese wird eine Teilmenge an Synthesegas über eine Kreislaufleitung 15 im Kreislauf gefahren und dabei mittels eines weiteren Kompressors 16 auf den erforderlichen Druck gebracht. Aufgrund der im Synthesegas enthaltenen Verunreinigungen wird eine Teilmenge an Synthesegas als Puregegas 17 ausgekreist und über eine Pressure-Swing-Anlage (PSA) 18 gefahren. Dieser PSA wird auch unter hohem Druck ein Synthesegasteilstrom 19 zugeführt, der nach der Druckerhöhung mittels des Kompressors 12 abgezweigt wird. Der in der PSA 18 erzeugte Wasserstoff 20 wird auf der Saugseite des Synthesegaskompressors 12 in den Synthesegasstrom zurückgeführt.

Das nach der Methanolsynthese in mehreren Stufen kondensierte Rohmethanol 14 wird in einer nachgeschalteten Destillationsanlage 21 zunächst entgast und nachfolgend von niedrig siedenden sowie abschließend höher siedenden Produkten gereinigt. Gegenüber der klassischen dreistufigen Destillation zur Herstellung von marktfähigem Methanol wird die Destillation im Temperaturbereich von 70 bis 140 °C in nur zwei Kolonnen ausgeführt und ein Restwassergehalt im erzeugten Methanol von 4 % eingestellt. Insgesamt fallen nach der Destillation 435 t/h Rohmethanol an, die 17 t Wasser enthalten.

Das auf 4 % Wassergehalt destillierte Methanol wird nachfolgend in einem Festbettreaktor 22 (DME-Reaktor) katalytisch in ein DME (Dimethylether)/Methanol/Wasser-Gemisch umgewandelt. Das Reaktionsprodukt aus dem DME-Reaktor wird mit Recyclegas 23 zur Temperatureinstellung versetzt und nachfolgend in weiteren adiabatisch arbeitenden Reaktoren 24 im Temperaturbereich von 320 bis 420 °C in ein Kohlenwasserstoff/Wasser- Gemisch umgewandelt. Aus den eingesetzten 435 t/h Methanol entstehen dabei 191 t Kohlenwasserstoffe und 244 t Wasser. Dieses wässrige Kohlenwasserstoffgemisch wird abschließend in einer Entgasungseinheit 25 entgast und dem unaufbereiteten schweren Rohöl zugesetzt.

Gemäß diesem Beispiel werden dem unaufbereiteten schweren Rohöl (1088 t/h) kontinuierlich 435 1 an wässrigem Kohlenwasserstoffgemisch mit einer Kettenlänge von vorwiegend C4 bis C12, das keine sauerstoffhaltigen Kohlenwasserstoffverbindungen enthält, pro Stunde zugemischt. Im Fließschema ist die Stelle des Zumischens mit dem Bezugszeichen 26 gekennzeichnet.

Die Zumischung des Kohlenwasserstoffgemisches erfolgt vor dem Trennprozess Rohöl/Erdölbegleitgas, der innerhalb der zentralen Ölaufbereitung 1 stattfindet.

Nachfolgend werden in der zentralen Ölaufbereitung 1 aus dem verdünnten Rohölgemisch die wässrige Phase und noch vorhandene gasförmige Bestandteile, wie Stickstoff, Kohlendioxid, Methan und Ethan, abgetrennt. Es werden 1004 t/h aufbereitetes Rohöl mit einem API 36° erhalten. Dieses kann nunmehr in herkömmlichen Transportrohrleitungen 27 mit Pumpstationen über tausende von Kilometern ohne Probleme transportiert werden. Dieses modifizierte Rohöl besitzt eine Qualität wie leichtes Rohöl.

Der Vorteil bei der weiteren Verarbeitung bzw. Raffination des leichten Rohöls zu Benzin ist, dass die zur Verbesserung der Transportfähigkeit zugesetzten speziellen Kohlenwasserstoffe absolut keinen Nachteil auf das Raffinationsverfahren haben und wirksamer Bestandteil des gewonnenen Benzins werden, wodurch sich Menge an hergestelltem Benzin um diesen Anteil erhöht.

Beispiel 2

Die in Fig. 2 gezeigte Ausführungsvariante unterscheidet sich von der in Fig. 1 gezeigten Ausführung in folgenden Verfahrensschritten.

Nach dem Sättiger 5 wird über eine erste Leitung 28 ein erster Teilstrom (Mengenanteil etwa 40 %) des mit Wasser gesättigten, entschwefelten Prozessgases mit Dampf gemischt und mit einer Temperatur von etwa 480 °C dem Prereformer 6 zugeführt.

In diesem wird das Prozessgas in ein Gemisch aus Methan, Kohlendioxid, Wasserstoff und Kohlenmonoxid vorgespalten. Nach weiterer Aufheizung auf 520 °C gelangt das vorgespaltene Prozessgas in einen Steamreformer 29, einem außenbeheizten Röhrenreaktor mit Nickel-Katalysator, und wird in diesem in ein erstes Synthesegas 30, ein Gemisch aus Wasserstoff, CO und C0 ₂ , umgewandelt.

Dieses erste Synthesegas 30 wird zu dem in der anderen, zweiten Leitung 31 geführten Teilstrom (Menge ca. 60 %) des mit Wasser gesättigten, entschwefelten Prozessgases, das nach dem Sättiger 5 anfällt, zurückgeführt, mit diesem vermischt und mit einer Mischtemperatur von 670 °C dem Autothermreformer 7 zugeführt.

Die Aufteilung des Prozessgases in zwei Teilströme kann entweder vor, nach dem Sättiger 7, oder nach dem Prereformer 6 vorgenommen werden.

Im Autothermreformer 7, einem adiabatisch arbeitenden Katalysereaktor, wird das Mischgas durch Zusatz von auf 240 °C erwärmten Sauerstoff 9, der in einer Luftzerlegungsanlage 8 gewonnen wird, bei 980 °C vollständig in ein zweites Synthesegas 10' umgewandelt, das nur noch eine sehr kleine Menge ungespaltenes Methan enthält. Dieses Synthesegas wird in dem nachfolgenden Abhitzesystem 1 1 gekühlt.

Das mit einem Druck von 32 bar anliegende Synthesegas wird nachfolgend in analoger Weise, wie in Beispiel 1 angegeben, weiterbehandelt, um ein wasserhaltiges Kohlenwasserstoffgemisch mit einer Kettenlänge von vorwiegend C4 bis C12 herzustellen, mit dem einzigen Unterschied, dass nach dem Kompressor 12 kein Synthesegasteilstrom 19 abgezweigt und der Pressure-Swing-Anlage (PSA) 18 zugeführt wird. Mit dieser Verfahrensvariante ist es möglich, im Vergleich zu der Verfahrensweise gemäß Beispiel 1 , den Gasverbrauch für die Herstellung des wasserhaltigen Kohlenwasserstoffgemisches um ca. 10 % zu reduzieren.