Referat - Spezialgebiet der Chemie

Erdöl - Energieträger und Syntheserohstoff GLIEDERUNG I. Zusammensetzung bzw. Entstehung des Erdöls und Lagerstättenbildung:

A. Entstehung

B. Migration und Lagerstättenbildung  

II. Suche:

A. Ölexploration

B. Bohrung

C. Bohrkerne  

III. Förderung und Aufbereitung:

A. Förderung

B. Förderarten von Erdöl

Eruptivförderung

Gasliftförderung

Pumpförderung

C. Aufbereitung des Erdöls

D. Methoden zur besseren Entölung

Primäre Entölung

Sekundäre Entölung

Tertiäre Entölung  

IV. Förderung / Verbrauch:

Transportwege des Öls  

V. Rohölverarbeitung in der Raffinerie:

A. Mitteldestillate und Heizöle

Rohöldestillationsanlage

Vakuumdestillationsanlage

a) Reinigung:

Entschwefelung :

) direkte Entschwefelung

) indirekte Entschwefelung

b) Umwandlung von Primärbenzin

Isomerisieren-Reformieren (Platformieren):

) Isomerisieren

) Katalytisches Reformieren

(Platformieren) c) Konversion:

Crackverfahren:

) Katalytisches Cracken

) Thermisches Cracken

B. Petrochemische Zwischen- und Endprodukte

C. Petrochemie auf der Basis von Ethylen  

VI. Produkte der Raffinerie:

A. Vergaserkraftstoff (Benzin)

B. Flugturbinentreibstoff (Kerosin)

C. Dieseltreibstoff

D. Heizöl

E. Bitumen

Erdöl - Energieträger und Syntheserohstoff I. Zusammensetzung bzw. Entstehung des Erdöls und Lagerstättenbildung

Erdöl besteht aus einem Gemisch natürlicher Kohlenwasserstoffe:

aus tierischen und pflanzlichen Meeresorganismen entstanden

abgestorbene Lebewesen sanken auf den Meeresboden und wurden im Schlamm eingebettet sauerstoffarmes Meerwasser Faulschlamm

(Sapropel) der durch neue, jüngere Schichten zugedeckt und überlagert und immer tiefer in die Erde abgesenkt wurde

günstige Verhältnisse, wie zunehmender Temperatur (50° C bis 200° C) und steigendem Druck (bis zu 200 bar), entstand und entsteht Kerogen = ein Gemisch verschiedener hochmolekularer organischer Verbindungen und Ausgangsmaterial für die Bildung von KW. Ein Gestein, das ausreichend organisches Material (Kerogen) enthält, um Erdöl oder Erdgas bilden zu können, heißt Muttergestein. Der Gehalt an organischen Material ist dann üblicherweise größer 1%.

durch Verzweigungen, Anlagerungen anderer Moleküle und Verbindungen, Kombinationen von Kohlenwasserstoffringen große Anzahl von KW mit verschiedenen Eigenschaften

Paraffinreihe zeigt: natürliche KW bei 20° C verschiedene Aggregatzustände:

CH4 - C4H10 gasförmig

C5H12 - C15H32 flüssig

C16H34 - C78H158 halbfest (vaselinartig) bis fest

je nach Zusammensetzung des Ausgangsmaterials unterschiedliche Arten von KW:

Name der Reihe Paraffine

Aliphate, Alkane

Naphthene

Cycloparaffine

Aromaten

Grundformel CnH2n+2 CnH2n

CnHn

Beispiel - Summenformel

C6H14 C6H12

C6H6

Chemische Bez. Hexan Cyclohexan Benzol und seine Derivate:

Andere Beispiele Methan, Propan, Octan

Cyclopentan Toluol, Naphthalin, Xylolgruppe

A. Entstehung

Die Bildung von organischem Material bis hin zur Kerogen- und damit Muttersteinsbildung ist ein Vorgang der seit hunderten Millionen Jahren auf der Erde abläuft und auch heute stattfindet. Wenn das Muttergestein weiter aufgeheizt wird (durch tiefere Versenkung in den Erduntergrund, weil obenauf immermehr Sedimente abgelagert werden), wird aus einem Teil des Kerogens ab ca.. 70°C Öl gebildet. Eine typische Tiefe für die Erdölbildung ist etwa 2000 Meter. Jetzt wird das Muttergestein als "reif" bezeichnet. Bei dieser Aufheizung und der Ölbildung verändert sich das Kerogen zunehmend und bei immer höher werdenden Temperaturen kann ab ca. 200 °C schließlich nur mehr Gas gebildet werden. Danach wird das Muttergestein "überreif", es erzeugt keinen KW mehr, Gas kann allerdings auch schon bei geringen Temperaturen in oberflächlichen Sedimenten gebildet werden. Dabei wir d aus organischem Material durch Bakterien Methan gebildet. Bekannt ist uns dieses Gas als "Sumpfgas" (Irrlichter).

B. Migration und Lagerstättenbildung

Damit Lagerstätten gebildet werden können, müssen Erdöl und Erdgas vom Ort der Entstehung zu einem für die Akkumulation günstigeren Ort wandern. Diese Bewegung von Öl und Gas im Gesteinskörper heißt "Migration". Muttergesteine sind üblicherweise feinkörnige, schlecht durchlässige Gesteine. Wenn Öl und Gas gebildet werden, wandern sie aus dem Muttergestein in benachbarte Schichten, welche eine bessere Durchlässigkeit haben. Dieses Abwandern heißt "Primäre Migration". In den gut durchlässigen "Migrationsbahnen" können Öl und Gas unter Umständen sehr weite Strecken (bis 100 km) zurücklegen, "Sekundäre Migration". Der Porenraum im Erduntergrund ist üblicherweise mit Wasser (Salzwasser) gesättigt. Aufgrund des Dichteunterschiedes - Öl ist leichter als Wasser, Gas ist leichter als Öl - tendieren Erdöl und Erdgas dazu aufzusteigen. Dieser "Auftrieb" wird oft verstärkt und manchmal auch umgelenkt oder verhindert, wenn das Wasser im Untergrund nicht stillsteht, sondern strömt.

Öl und Gas migrieren so lange, bis die Durchlässigkeit des Gesteines zu gering wird. Wenn die Verbindungen zwischen den Poren zu eng werden, können die Öltropfen bzw. die Gasblasen nicht mehr weiter, sie sind an einer Deckschicht angelangt - sie sitzen in der Falle.

An einer "Falle" kann es zur Ansammlung von Erdöl kommen, und es entsteht eine Lagerstätte. Dies geschieht, wenn die Falle ausreichende Größe besitzt und genügen Öl einmigrieren und dadurch das Porenwasser verdrängen. Damit ist in einer Lagerstätte am höchsten Punkt Gas vorzufinden, darunter Öl und im tiefsten Bereich das Lagerstätten(salz)wasser.

Das Gestein, in welchem sich Erdöl und Erdgas zu einer Lagerstätte ansammeln, heißt "Speichergestein". Es muß ausreichende Porosität (5%-30%) und Durchlässigkeit besitzen, damit die Produktion überhaupt möglich ist. Die häufigsten Speichergesteine sind Sedimentgesteine wie Sandsteine.

 

II. Suche

A. Ölexploration

Dabei wird nach Ölfallen gesucht. Manchmal finden sich auf der Erdoberfläche Hinweise auf Öl. Besonders bei Verwerfung kann es zu einem Austritt von Gas und Öl bis zur Erdoberfläche kommen. Ein Beispiel für eine solche Erscheinung ist der Pechsee auf Trinidaf. Häufig fehlen aber auch entsprechende Hinweise. Immer wird das ölhöffige Gebiet geologisch genau untersucht. Anhand von Gesteinsproben und eventuellen Fossilien kann das Alter der Oberflächengesteine bestimmt werden. Mit Luftaufnahmen verschafft man sich einen weiträumigen Überblick über die verwitterten Oberflächenformationen. Daraus kann der weitere Verlauf der Gesteinsschichten abgeschätzt werden. Nach diesen Voruntersuchungen werden vielversprechende Gebiete noch im Detail untersucht.

Die wichtigsten Explorationsmethoden sind die seismischen. Durch große Vibratoren (Vibrationsseismik) oder durch Sprengungen werden Bodenschwingungen erzeugt. Diese Schwingungen werden an den Grenzflächen unterschiedlicher Gesteinsschichten reflektiert. Die reflektierten Bodenwellen werden mit empfindlichen Seismographen registriert. Das so entstandene Seismogramm wird ausgewertet und gibt recht genaue Auskunft über den Verlauf der Gesteinsschichten. B. Bohrung

Die Bohrung erfolgt heute meist nach dem Rotaryverfahren. Dabei wird der Bohrer an einer Hohlstange befestigt und vom Bohrturm aus angetrieben. Zur Kühlung des Bohrers und zum Hochschwemmen des Bohrabriebs dient die Spülflüssigkeit, die durch das hohle Bohrgestände gepumpt wird. Sie sorgt durch ihren hydrostatischen Druck auch für eine Abstützung der Bohrlochwände und für die Sicherheit beim Anbohren Öl oder Gas führender Schichten, die unter hohen Druck stehen. Produktionsbohrungen werden zusätzlich verrohrt. Die Bohrgeschwindigkeit variiert je nach Gestein von unter 1 Meter bis über 50 Meter pro Stunde. Auch Art und form er Bohrer sind dem Gestein angepasst. C. Bohrkerne

der Bohrkern stellt eine unverfälschte Gesteinsprobe dar = das wichtigste geologische Informationsmittel

der Durchmesser kann von 5 bis 10 cm bis zu 9 m Länge erreichen

gestattet die einwandfreie Erkennung der Gesteinsart, der Lagerung (Einfallswinkel), von Lagerungsstörungen, Klüften, Fossilresten, Ölimprägnation und Gasbläschen.

je nach seiner Dichte zeigt das Erdöl aus den Gesteinsporen unter ultraviolettem Licht hellblaue, blaue, gelbe, goldgelbe oder braungelbe Fluoreszenz.

Sonderform = Seitenwandkerne oder Schußkerne (können nur angefertigt werden, solange das Bohrloch unverrohrt ist

Die etwa daumengroßen Kerne werden mit Hilfe eines an einem Kabel in das Bohrloch hinuntergelassenen Schußkernapparates gewonnen. An einem starken Draht befestigte Hülsen werden in die Bohrlochwand hineingeschossen uns stanzen die Probe heraus. Beim Hochziehen des Apparates werden die Hülsen wieder aus der Bohrlochwand herausgezogen

und zu Tage befördert.

Kleinbohrgeräte (werden an einem Kabel hinuntergelassen) schneiden aus der Bohrlochwand Zentimetergroße Seitenwandkerne herausschneiden.

Ein Bohrloch wird nur dann gezogen, wenn das Bohrloch gründlich untersucht werden soll. Zeitbedarf je nach Bohrlochtiefe 1 bis 2 Tage

in der Regel liefert das vom Bohrmeißel zerstückelte und mit der Spülungs- flüssigkeit hochgeschwemmte Gesteinsmaterial genügend Informationen.

 

III. Förderung und Aufbereitung

A. Förderung

Zu Beginn der Erschließung einer Lagerstätte steht das Öl meist unter so großem Druck, dass es von selbst aus dem Bohrloch hochsteigt (frei fließende Sonde). Lässt der Druck nach, wird das Öl hochgepumpt. Zur Aufrechterhaltung des Druckes werden mitgefördertes Wasser und Gas bei anderen Bohrungen wieder in die Lagerstätten gepresst (Gaslift, Wassereinpressen). Nach einiger Zeit kommt das eingepumpte Wasser wieder zur Bohrstelle. Mit Emulgatoren, die dem eingepressten Wasser zugesetzt werden, kann noch ein weiteres Öl gefördert werden. Schließlich aber fördert man nur mehr ölverschmutztes Wasser - die Lagerstätte ist erschöpft- trotzdem bleiben noch über 50% der Öls in der Lagerstätte zurück- Eine Verbesserung der Entölungstechniken könnte die Welt-reserven an Öl daher deutlich erhöhen. B. Förderarten von Erdöl

Eruptivförderung

Jede Erdöllagerstätte steht unter einem bestimmten Druck, der mit je 10 Metern Tiefe um eine Atmosphäre (bar) zunimmt. Bekanntlich nimmt auch die Temperatur um 3°C je 100 Meter Tiefe zu. Diese physikalischen Bedingungen bringen es mit sich, dass Erdöl fast immer mit erheblichen, in ihm gelösten Gasmengen vorkommt. Mit dem Erdöl fließt auch noch dieses gelöste Gas dem Bohrloch zu. Da dabei der Druck sinkt, beginnt das Gas unter Volumsvergrößerung aus dem Öl zu entweichen. So wird das Erdöl aus dem Bohrloch gedrückt. Auch wenn der Druck im Laufe der Förderphase nachläßt, ist eine selbständige auslaufende Förderung möglich. Diese Phase der Erdölförderung nennt man eruptive Förderung. Der Energieverlust wird am sinkenden Druck erkannt die Gasbalsen sind nicht mehr in der Lage das in das Bohrloch fließende Öl zutage zu bringen.

Gasliftförderung

Wenn die eruptive Förderung auf natürlichem Weg zu Ende geht, setzt man das Bohrloch unter ausreichenden Druck, um das freie Ausfließen des Erdöls zu verlängern. Dem Bohrloch wird eine "Gasinjektion" verabreicht, wodurch das Fremdgas, das in den Ringraum zwischen Steig- und Futterrohren eingepreßt wird, die im Steigrohr stehende Ölsäule entlastet. Wirtschaftlich ist dieses Verfahren aber nur dort, wo Erdöl bzw. Erdgas in ausreichenden Mengen vorhanden ist.

Das doch eher seltene Auftreten ausreichender Gasmengen mit den erforderlichen Drücken bewirkt, dass diese Methode nicht sehr oft zur Anwendung gelangt. Das Gasliftverfahren hat aber ein Anwendungsgebiet, aus dem es kaum verdrängt werden kann. Bei der Förderung aus größeren Teufen (=Fachausdruck für Tiefen), etwa zwischen 255 und 3500 Metern, wird häufig das Gasliften dem Pumpen vorgezogen (unter 3500 Metern nur noch Erdgas keine Erdölförderung).

Pumpförderung

Das Pumpen ist die häufigste künstliche Fördermethode. Im Verlauf der langen Geschichte dieser Fördermethode wurden Maschinen entwickelt, die eine unglaubliche Robustheit und Verläßlichkeit aufweisen, so dass sie seit Jahrzehnten in unveränderter Form auf der ganzen Welt im Einsatz stehen und kaum von anderen Methoden verdrängt werden können. Der bedeutendste Vertreter dieses Produktionsverfahrens ist die Gestängetiefpumpe. Diese Pumpe

besteht aus drei Teilen: aus der eigentlichen Tiefpumpe (diese stellt eine in vielen Variationen gebaute Kolbenpumpe dar), aus dem Pumpengestänge (ein aus Stahl hergestellter Strang, der die Kraftübertragung von der Antriebseinheit ober Tage zur Pumpe unter Tage besorgt) und schließlich aus der Antriebseinheit, dem Pumpenbock (der sogenannte Pferdekopf) mit Antriebsmotor. Der wichtigste Teil der Pumpenbocks ist das Getriebe.

C. Aufbereitung des Erdöls

Da das Erdöl in der Form, in der es an den Förderstätten gewonnen wird, für eine Weiterverarbeitung in den Raffinerien noch nicht geeignet ist, muß nahe der Bohr-stelle eine Trennung nach Sand, Wasser und Rohöl durchgeführt werden. Diese Beimengungen müssen in der "Gewinnungsstation" entfernt werden, bevor das Öl abtransportiert werden kann.

Der Separator ist ein Druckbehälter, in dem der Druck des Öl-Wasser-Gas-Gemisches vom Sondenkopfdruck auf geringen Überdruck reduziert wird. Im oberen Teil des Behälters wird das aus der Lösung gehende Gas abgeleitet. Aus dem Separator wird das vorgereinigte Öl in den Tank geleitet, wo neuerlich eine Trennung nach Gas, Öl und Wasser erfolgt. Vom Tank weg gelangt das Erdöl in den Reinölsammeltank, von wo es, mittels einer Pumpe, in die Tanklager und später weiter in die Raffinerie geleitet wird.

Das aus dem Separator und dem Tank fließende Wasser wird in der Wasserflutanlage nochmals von eventuell vorhandenen Ölresten befreit, die wieder zurück in den Tank geleitet erden, von wo aus sie den zuvor besprochenen Weg des Erdöls gehen. D. Methoden zur besseren Entölung

Das im porösen Gestein eingelagerte Erdöl ist nur zum Teil gewinnbar. Die Fließ-wege entsprechen Kapillaren von ca. 0,005 mm Durchmesser bzw. feinen Klüften: Porenräume sind ölbenetzt Großteil des Öls haftet am Gestein durch die Ober- flächenspannung

Porenräume sind wasserbenetzt größere Öltröpfchen Fließwege teilweise blockiert Durch eine Reihe von Verfahren wird versucht, das im Gestein vorhandene Öl in einem möglichst hohen Ausmaß nutzbar zu machen:

Gestein ist ölhaltig - der Zufluß zum Bohrloch ist wegen der zu geringen Poren-größe unbefriedigend Flüssigkeit wird unter hohen Druck in das Bohrloch gepreßt Risse bis zu einigen hundert Metern im ölhaltigen Gestein vergrößern die aktive Oberfläche und verbessern den Zufluß eingepreßter Quarzsand verhindert ein Schließen der Klüfte (=Poren)

In Kalken, Dolomitgesteine und kalkig gebundenen Sandsteinen wird eine Vergrößerung des Porenvolumens durch Einpumpen von Salzsäure erreicht. Primäre Entölung

Die Förderung erfolgt unter Ausnutzung des natürlichen Lagerstättendrucks bzw. bei dessen nachlassen durch Pumpförderung.

Während durch expandierendes Gas je nach Gesteinsart nur 15 bis 30% des im Gestein enthaltenen Öls an die Oberfläche gebracht werden, erfolgt durch den Druck nachströmenden Wassers eine Entölung bis zu 45%.

Sekundäre Entölung

Der Lagerstättendruck wird durch Einpressen von Gas oder Wasser erhöht. Dabei wird Erdgas oder das mitproduzierte (stark salzhaltige) Lagerstättenwasser nahe-gelegter Ölfelder verwendet. Rund ein Drittel des in Österreich geförderten Rohöles wird durch Sekundärförderung gewonnen. Tertiäre Entölung

Thermische Verfahren

Dampffluten: Durch Einpressen von heißem Wasserdampf wird das Öl in der Lagerstätte erwärmt, die Viskosität herabgesetzt und dadurch das Fließ- verhalten verbessert.

Unterirdische Verbrennung (In Situ Combustion): Das Öl wird unterirdisch entzündet und durch kontrollierte Luftzufuhr zum Teil verbrannt. Durch die dabei entstehende Wärme wird die Viskosität des in der Nähe befindlichen Öles herabgesetzt.

Mischtriebverfahren

Durch Einpressen von Kohlendioxid oder "nassem" Erdgas (höherer Gehalt an Ätan, Propan und Butan) wird die Grenzflächenspannung zwischen dem Öl und dem Lagerwasser herabgesetzt und die Fließfähigkeit des Öles verbessert.

Chemische Verfahren

Alle Verfahren setzen die Grenzflächenspannung zwischen Rohöl und Wasser herab und verringern die Kapillarkräfte.

Alkalifluten: Verbesserung des Fließverhaltens durch Verseifung der im Rohöl enthaltenen Naphthensäuren (Monocarbonsäuren, die einen Cyclopentanring enthalten).

Kaustikfluten: Zusatz von Natronlauge zu injiziertem Wasser.

Tensidfluten: Durch Zusatz oberflächenaktiver Substanzen zum Wasser wird das Öl aus dem Gestein "herausgewaschen".

Polymerfluten: Zugesetzte wasserlösliche Polymere gleichen die Viskosität und die Dichte des Wassers der des Rohöls an. Dadurch erreicht man, dass das eingepreßte Wasser das visköse Öl vor sich herschiebt und bis zur Fördersonde drückt, ohne dabei das Öl zu "überholen".

Die tertiären Entölungsverfahren können den Entölungsgrad deutlich steigern, befinden sich aber noch im Entwicklungsstadium. Sie sind zur Zeit unwirtschaft-lich und erst bei einem höheren Weltmarktpreis für Rohöl rentabel.  

IV. Förderung/Verbrauch

Transportwege des Öls

Vom gesamten Weltenergiebedarf werden etwa 60% durch Erdöl (und Erdgas) abgedeckt. Da die Lagerstätten in der Regel weit von den Verbraucherzentren entfernt sind, bedeutet dies, dass jährlich rund drei Milliarden Tonnen Erdöl über zum Teil sehr große Entfernungen tranportiert werden müssen.

Der Ferntransport von Erdöl (und Erdgas) erfolgt zu Land praktisch ausschließlich mittels Pipelines. Während die erste, 1865 in den USA in Betrieb genommene Rohölleitung bei einem Durchmesser von 50 mm über eine Länge von 12 km führte, sind heute Pipelines mit einem Durchmesser bis zu 1420 mm, einigen tausend km Länge und Betriebsdrücken von 80 bar und darüber nicht mehr ungewöhnlich. Bei den Fernleitungen befinden sich in Abständen von 30 bis 200 Kilometern Pumpstationen. Ob man für den Transport einer gegebenen Ölmenge eine Rohrleitung mit großem Durchmesser und dafür nur wenigen, weit entfernten Pumpstationen baut oder ob man lieber eine Leitung mit geringem Durchmesser und vielen Pumpstationen in geringerem Abstand wählt, hängt von zahlreichen Faktoren ab: das Gebiet, durch das die Leitung verlegt wird

die Verfügbarkeit von Energie

die Bedachtnahme auf die Sicherheit der Umwelt ... Häufig wird eine Rohrleitung zunächst nur für einen geringen Durchsatz gebaut und später, wenn der Bedarf steigt, die Kapazität durch Errichtung zusätzlicher Pumpstationen vergrößert. Der Transport in Pipelines erfolgt ohne Störung der Umwelt, meistens unterirdisch bzw. am Meeresboden und daher unsichtbar, unabhängig von der Witterung und mit einer Sicherheit, die im oberirdischen Verkehr nicht zu erreichen ist. Das westeuropäische Fernleitungssystem für Rohöl und Mineralölprodukte hat eine Länge von ca. 20.000 km und befördert jährlich rund 600 Millionen Tonnen. Unterwasserpipelines dienen vor allem für den Transport von den Bohrinseln zum Festland. Mit Tankschiffenwerden weltweit rund 2,0 Milliarden Tonnen Rohöl und Erdöl-produkte über große Entfernungen in Behältern transportiert. Der Tankertransport ist die billigste Transportart und für die Weltwirtschaft lebenswichtig. Dementsprechend sind die Transportwege von erstrangiger strategischer Bedeutung. Wie rasch seine Bedeutung anstieg, zeigt sich auch in der Größenentwicklung der Tanker. Während vor dem 2. WK die max. Größe 12.500 Tonnen betrug, ist sie nunmehr auf über 500.000 Tonnen angestiegen. Insgesamt gibt es bereits über 700 Tanker mit einer Tonnage über 200.000 dwt. Nicht nur die Ladefähigkeit, auch die Geschwindigkeit der Tanker hat sich erhöht, und sie zählen mit Geschwindigkeiten um 20 Knoten zu den schnellsten Handelsschiffen PROBLEME: Verlust an Stabilität beim Transport einer flüssigen Ladung

Ausdehnung der Ladung bei extremen Temperaturerhöhungen

Ersatz der Ladung durch Ballast

Ansammlung gefährlicher Gase und Verdampfungsverluste ... Umfangreiche Feuerschutzeinrichtungen müssen ebenso vorhanden sein wie Heizeinrichtungen zum Erwärmen des viskosen Ladegutes bei niedrigen Tempera-turen. Für das Beladen und Löschen der Fracht benötigt ein moderner Tanker dank seiner leistungsfähigen Pumpen nicht mehr als 24 Stunden. Dabei ist ein genaues Austrimmen der Ladung unerläßlich. Unsachgemäßes Entladen führte schon zum Auseinanderbrechen von Supertankern. Die Tanker werden eingeteilt in solche für helle und solche für dunkle Ladungen.

Helle Ladung = Benzin, Dieselöl, Petroleum

Dunkle Ladung = Rohöl und Heizöl

Ohne gründliche Reinigung ist eine Umstellung nicht möglich, weshalb ein Wechsel des Ladegutes nur selten vorgenommen wird.

In der Regel fährt der Tanker eine Strecke beladen, während er auf dem Rückweg mit Ballast (meist Meerwasser) fährt. Die Tanks werden nur so weit mit Wasser gefüllt, dass eine ausreichende Stabilität gewährleistet ist.  

V. Rohölverarbeitung in der Raffinerie

Die Raffinerie Schwechat der OMV hat eine jährliche Verarbeitungskapazität von über 10 Millionen Tonnen Rohöl. Sie deckt damit den Großteil des österreichischen Bedarfs an Mineralölprodukten. A. Mitteldestillate und Heizöle

Destillation = die Trennung flüssiger Gemische durch einmalige bis oftmalige Verdampfung von Teilen der Flüssigkeit mit anschließender Kondensation der gebildeten Dämpfe (vgl. hochprozentiger Alkohol) Mitteldestillate = jene Fraktionen bei der Rohöldestillation, die einen höheren Siedebereich als Benzin haben (180° C bis 380° C) Noch schwerere Fraktionen sind nur durch Vakuumdestillation zu gewinnen (Vakuumgasöle). Rohöl = ein Gemisch aus tausend verschiedenen KW. In dieser Form ist es praktisch nicht verwendbar. Durch Destillation, Veredelung und Mischung werden erst die für uns alle selbstverständlichen Gebrauchsgegenstände des täglichen Lebens gewonnen. Rohöldestillationsanlage -Primär- oder atmosphärische Destillation Zerlegung in sechs Fraktionen (Abb.1) Das Rohöl wird in einem Röhrenofen auf ca. 350° C erhitzt und dadurch zum Teil verdampft. Das entstandene Gemisch aus Flüssigkeit und Dämpfen wird in die Fraktionierkolonne geleitet, wobei die Flüssigkeit zum unteren Ende, dem "Sumpf" hinabströmt, die Dampfanteile in der Kolonne emporsteigen und durch kalte Rückflüsse schrittweise kondensiert werden. Diese Vorgänge vollziehen sich auf durchlässigen Einbauten, den Kolonnenböden, die in einem Abstand von einem halben Meter bis einen Meter in der Kolonne eingezogen sind.

Die Böden gewährleisten mit den Trennelementen, den Ventilen oder Glocken eine innige Durchmischung der aufsteigenden heißen Dämpfe mit der etwas kühleren Flüssigkeit des Bodens (siehe Ausschnitt aus einer Glockenbodenkolonne). Dabei werden die schwerersiedenden Anteile des Dampfes kondensiert. Die freiwerdende Kondensationswärme verdampft nun ihrerseits eine äquivalente Menge leichter-siedender Anteile der Flüssigkeit. Durch diesen Austausch werden die aufsteigen-den Dämpfe so schrittweise von Boden zu Boden in ihrer Zusammensetzung und Temperatur geändert. Die vom Boden abfließende Flüssigkeit nimmt nun ihrerseits aus dem Dampf die jeweils schwerersiedenden Bestandteile heraus. An bestimmten Höhen der Kolonne, den Abzugsböden, wird ein Teil der Flüssig-keit entnommen. Es sind die Seitenfraktionen geordnet nach steigenden Siede-beginn Petroleum (Kerosin) - Gasöl - Spindelöl. Die am Kopf der Kolonne austretenden Dämpfe werden durch Kühler kondensiert und liefern Gase und Primärbenzin.

Die gewonnenen Produktströme stellen immer noch KW - Gemische dar. Der bei der Ofenaustrittstemperatur von 350° C nicht verdampfbare Anteil, der

Toprückstand, wird aus der Kolonne über den Sumpf abgezogen. Im Schnitt fallen bei der Destillation unter atmosphärischen Druckbedingungen je nach Rohölsorte etwa 30 bis 60% Toprückstand an. Eine Steigerung der Temperatur im Destillationsofen auf über 400° C führt zu einer beginnenden unerwünschten Zersetzung (thermisches Spalten = Cracken) des Rohöls in Gase und Koks.

Durch Absenken des Drucks im Vakuum können die Siedepunkte erniedrigt und damit eine weitere Auftrennung des Toprückstandes erreicht werden.

Fraktionen:

Gase: bestehen aus Methan, Ethan, Propan und Butan. Propan und Butan bilden unter Druck verflüssigbare Gase Flüssiggas Primärbenzin: wird in einer weiteren Destillation in Leicht- und Schwerbenzin-Fraktionen getrennt. Für die Verwendung als Fahrbenzin muß Primärbenzin veredelt werden (Austrittstemperatur 150° C, Siedegrenzen 20° bis 180° C). Petroleum: erste Seitenfraktion mit Siedegrenzen von 180° bis 240° C, wird zur Herstellung von Flugturbinentreibstoff (Kerosin) sowie zur Einstellung eines ausreichenden Kälteverhaltens von Dieselkraftstoff und Heizöl Extraleicht verwendet. An Kerosin werden höchste Anforderungen gestellt:

gutes Kälteverhalten bis -50° C

günstiges Trennverhalten gegenüber Kondenswasser

unbegrenzte Lagerstabilität auch unter Überschallbedingungen (wobei der Kraftstoff durch Umpumpen zur Kühlung der Flugzeugaußenseite Verwendung findet) Gasöl: zweite Seitenfraktion mit Siedegrenzen 220° C bis 360° C, ist Hauptteil der Mitteldestillatfraktion (entstammt aus der Mitte der Rohölfraktion). Nach der Reinigung wird daraus erzeugt:

1. Dieselkraftstoff: wird in einer Sommer- und einer Winterqualität ausgeliefert. Während die Sommerqualität aus reinem Gasöl besteht, wird im Winter ein Gasöl-Petroleum-Gemisch eingesetzt. Zusätzlich wird im Winter der höher siedende Anteil des Gasöles (350° C bis 370° C), der kristallbildende Paraffine enthält, abgetrennt, da es sonst zur Ausscheidung von Paraffinkristallen kommen kann, die die Kraftstofffilter, die die Einspritzdüse vor Verunreinigung schützen, verlegen.

2. Heizöl Extraleicht: entspricht in seiner Zusammensetzung - abgesehen vom Schwefelgehalt - einem Dieselkraftstoff in der Winterqualität und könnte in technischer Hinsicht problemlos zum Antrieb eines Dieselmotors verwendet werden. Da es jedoch weniger mit Mineralölsteuer belastet und daher billiger als Dieselkraftstoff ist, wird es rot eingefärbt keine mißbräuchliche Verwendung.

Der Schwefelgehalt beträgt derzeit max. 0,1%. Kontrolle bei LKWs und Diesel-PKWs - sogar Zusätze von 10% sind durch Farbstoff erkennbar.

Verwendung: Schalenbrenneröfen (Wohnungsölöfen)

Kleine Zerstäuberbrenner (Zentralheizungsanlagen) Spindelöl: dritte Seitenfraktion mit Siedegrenzen 340° C bis 380° C, eine schwere Gasölfraktion, nach Behandlung für Schmieröle bzw. spezielle Heizöle verwendet. Toprückstand: Wird in einer Vakuumdestillation nochmals getrennt oder zur Heiz-ölherstellung eingesetzt. Vakuumdestillationsanlage - Sekundär- oder Vakuumdestillation (Abb. 2)

In einer weiteren Anlage wird der Rückstand der atmosphärischen (d.h. bei normalen Luftdruck) Destillation nochmals destilliert. Diesmal aber bei reduzierten Druckbedingungen, im Vakuum "Vakuumdestillation"

Werden KW auf über 400° C erhitzt, so zersetzen sie sich (Milch auf heiße Herdplatte)

Durch Vermindern des Druckes in der Kolonne auf etwa 50 Millibar ( 1/20 des normalen Luftdruckes) werden die Siedepunkte der KW stark herabgesetzt. Teilchen mit Siedepunkten weit über 400°C (bis 560°C) lassen sich bei geringerem Druck nun ohne Zerstörung ihrer natürlichen Form destillieren.

Der Rückstand der atmosphärischen Destillation wird im Ofen bis auf etwa 400°C erhitzt und in die Kolonne geleitet, wobei unter den Bedingungen des Vakuums etwa die Hälfte des Toprückstandes verdampfen kann. Fraktionen:

Der nichtverdampfte flüssige Anteil wird als Vakuumsrückstand im unteren Teil der Kolonne abgezogen. Er dient zur Herstellung von schwerem Heizöl bzw. zur Erzeugung von Straßenbaubitumen. Der dampfförmige Teil des Toprückstandes wird im oberen Teil der Kolonne schrittweise kondensiert und als Seitenfraktion abgenommen.

Der Slopcut ist eine Zwischenfraktion zur besseren Trennung der Destillate vom Vakuumrückstand. Bei geeigneten Rohölen ist es eine Schmierölfraktion (z. B. Zylinderöl). Den Hauptteil bilden das schwere und das leichte Vakuumdestillat. Diese sind dem Spindelöl ähnlich. Sie werden gemeinsam der Crackanlage zugeführt.

Die Produkte aus beiden Destillationskolonnen sind noch nicht verkaufsfähig. Sie werden nachfolgendenBearbeitungsschritten unterzogen:

a) Reinigung

Entschwefelung

Aus Gründen des Umweltschutzes wird eine weitestmögliche Senkung der Schwefeldioxid-Emissionen angestrebt. Die dazu notwendige "Entschwefelung" kann entweder direkt erfolgen, indem der Schwefelgehalt des Brennstoffes verringert wird, oder indirekt, durch Entfernung des Schwefeldioxids aus den Rauchgasen. Die indirekte Entschwefelung ist allerdings nur bei Großfeuerungsan-lagen (z. B. Öl- oder Kohlekraftwerke) zweckmäßig.

) Direkte Entschwefelung

Die Verfahren der direkten Entschwefelung sind für Erdgas und Erdöl unterschied-lich. Für Erdgas werden Absorptions-, für Erdölfraktionen katalytische Entschwefelungsverfahren angewendet. Katalytische Entschwefelung (Abb. 5)

Erdölprodukte enthalten den Schwefel in Form organischer Schwefelverbindungen. Die Reinigung erfolgt durch hydrierende Entschwefelung und dient nicht nur zum Umweltschutz, sondern ist in vielen Fällen auch notwendig, um die Weiterverar-beitung der Destillate zu ermöglichen (z. B. beim Reformieren) oder um gut lagerfähige und geruchsfreie Produkte zu erhalten. Die Destillate (Primärbenzin, Kerosin, Gasöl, Vakuumdestillat) werden im Reaktor mit Wasserstoff an einem Cobalt-Molybdän- Katalysator bei 40 bis 70 bar Druck und 320°C bis 420°C behandelt. Dabei werden die im Molekül enthaltenen Schwefelatome herausgespalten und zu Schwefelwasserstoff (H2S) hydriert, während die Molekülreste mit Wasserstoff abgesättigt werden. z. B.: CH3-S-C10H21 + 2 H2 -> C10H22 + CH4 + H2S

          Methyl-decylsulfid           Dekan     Methan Der Schwefelwasserstoff wird abgetrennt und zu elementaren Schwefel weiterverarbeitet.

Schwefel ist ein Rohstoff für H2SO4 und wird durch das Kontaktverfahren hergestellt: 2 SO2 + O2 -> 2 SO3 + 2 H2O -> 2 H2SO4

Verwendet wird es für Farbstoffe und Pharmazeutika.

Raffinerien sind heute wichtige Schwefellieferanten der chemischen Industrie.

B) Indirekte Entschwefelung

Für die indirekte Entschwefelung sind zahlreiche Verfahren in Verwendung bzw. in Entwicklung. Die beiden Hauptverfahren sind das Gips- bzw. das Regenerativ-Verfahren. Das Gips-Verfahren setzt das SO2 im Rauchgas mit Kalk CaCO3 oder gelöschtem Kalk Ca(OH)2 in Anwesenheit von Sauerstoff zu Gips CaSO4 um, der von der Baustoffindustrie weiterverwendet werden kann. Beim Regenerativ-Verfahren wird das SO2 aus dem Rauchgas durch ein geeignetes Absorbens in einer Wäsche abgetrennt und über eine Regenerierstufe rein gewonnen, das regenerierte Absorbens wird im Prozeß wieder eingesetzt.

Das SO2 kann direkt zur Schwefelsäureproduktion oder zur Herstellung von elementarem Schwefel verwendet werden.

b) Umwandlung von Primärbenzin

Isomerisieren - Reformieren(Platformieren)

Das bei der Destillation des Rohöls anfallende Primärbenzin weist nur eine Octanzahl (ROZ) von ca. 50 bis 60 auf und ist für eine direkte Verwendung als Ottokraftstoff ungeeignet. Zur Anhebung der Octanzahl wird das Primärbenzin katalytisch entschwefelt, in einer Trennkolonne in Leicht- und Schwerbenzin getrennt und anschließend durch zwei katalytische Umwandlungsprozesse, das Isomerisieren bzw. Reformieren, zu hochwertigen Benzinmischkomponenten veredelt. ROZ = Octanzahl = das Maß für die Klopffestigkeit eines Vergasertreibstoffes. Unverzweigte KW sind klopffreudig, stark verzweigte, ringförmige oder aromatische sind klopffest. Zur Definition der Octanzahl wählt man das unverzweigte Heptan, dem die Octanzahl 0, und das stark verzweigte 2,2,4-Trime-thylpentan (Isooctan), dem die Octanzahl 100 zugeordnet wird. Durch Mischen der beiden Komponenten kann jede Octanzahl zwischen 0 und 100 erhalten werden. Die Octanzahl wird durch den Prozentsatz Isooctan festgelegt.

Benzin besteht nun nicht nur aus diesen zwei Substanzen. Die Octanzahl gibt daher an, dass das Benzin dieselbe Klopffestigkeit hat wie das entsprechende Standardgemisch.

Für noch klopffestere bzw. klopffreudigere Treibstoffkomponenten als Isooctan bzw. Heptan wird die Skala sinnvoll erweitert, sodass Octanzahlen größer 100 bzw. kleiner 0 sind. Ammoniak: Das Primärbenzin enthält Stickstoff- und Schwefelverbindungen, die als Katalysatorgifte wirken und die, vor dem Einsatz in den Umwandlungsanlagen, entfernt werden müssen. Dies geschieht durch katalytische Behandlung mit Wasserstoff bei ca 320°C und 40 bar Druck, wobei die Stickstoffverbindungen in Schwefelwasserstoff umgewandelt und anschließend abgetrennt werden.

Die Weiterverarbeitung ist für Leicht- und Schwerbenzin unterschiedlich. ) Isomerisieren - Leichtbenzin (engl.: isomerized=verzweigt)

Die geradkettigen KW des Leichtbenzins werden mit einer ROZ von etwa 70 in einer Isomierungsanlage bei etwa 260°C und ca. 20 bar Druck mit Hilfe einer Platin-Katalysators in verzweigte Pentan- und Hexan-KW, in isomeres Pentan umgewandelt bessere Kraftstoffeigenschaften Octansteigerung von ca. 7 bis 10 Einheiten (=Maß für die Klopffestigkeit des Benzins). Obwohl die Isomeren (siehe Kernstoff)gleiche Summenformel (C5H12) besitzen, haben sie verschiedene Bauformeln und Eigenschaften. Durch diese Umwandlung werden KW in eine bessere Treibstoffkomponente (=Treibstoffbestandteil) überführt. ) Katalytisches Reformieren (Platformieren)-Schwerbenzin (Abb. 4)

Die Schwerbenzinfraktion mit einem Siedebereich von ca. 70 bis 180°C und einer ROZ von 40 bis 60 wird durch Reformieren (=Umformen) in verzweigte bzw. ringförmige KW von hoher Klopffestigkeit umgewandelt (ROZ ca. 100)

Die Umwandlung erfolgt mit Hilfe eines platinhältigen Katalysators, weshalb dieser Anlagetyp Platin-Reformer (= Platformer) genannt wird. Als Nebenprodukte entstehen Wasserstoff und Flüssiggas (Alkane: Propan, Butan).

Das entschwefelte Schwerbenzin wird mit Wasserstoff vermischt, im Wärmetau-scher verdampft und gelangt, nach weiterer Erhitzung im Ofen auf ca. 520°C, in den ersten Reaktor. Die dort ablaufenden Reaktionen (hauptsächlich Dehydrierungen) sind endotherm, das gasförmige Reaktionsgemisch kühlt ab. Daher muß es jeweils vor dem Einleiten in den zweiten bzw. dritten Reaktor nochmals erhitzt werden. Das aus dem dritten Reaktor austretende Produkt wird über Wärmetauscher gekühlt und in Wasserstoff und Reformat aufgetrennt. Der entstandene Wasserstoff wird teilweise in den Prozeß rückgeführt (Kreislauf-wasserstoff), der Überschuß wird in den verschiedenen Entschwefelungsanlagen der Raffinerie verwendet.

Das Reformat (reich an Aromaten) wird in einer Trennkolonne (Stabilisierung) vom Flüssiggas abgetrennt und wird als hochoctanige ROZ 100) Benzinmischkompo-nente sowie zur Gewinnung aromatische Verbindungen (Benzol, Toluol, Xylole =BTX) eingesetzt. Der platinhältige Katalysator wird durch Ablagerung von Koks (Nebenreaktion beim Reformieren) deaktiviert. Im Regenerator wird durch vorsichtiges Abbrennen des Kokses mit Regenerierluft die Wirksamkeit des Katalysators wiederhergestellt.

Die beim Reformieren ablaufenden Reaktionen lassen sich in vier Hauptgruppen einteilen:

Cyclisierungen: Aus kettenförmigen Alkanen werden ringförmige Alkane.

Dehydrierungen: Aus den Cycloalkanen entstehen Aromaten. Dies ist die entscheidende Reaktion zur Anhebung des ROZ und liefert die Hauptmenge an Wasserstoff.

Isomerisierungen: Aus geradlinigen Alkanen werden verzweigte Alkane.

Hydrocrack-Reaktionen: Als Nebenreaktion entstehen unter H2-Verbrauch aus größeren Molekülen kleinere, gesättigte Moleküle (Methan bis Butan).

c) Konversion

Crackverfahren

Cracken = das thermische und das katalytische Spalten großer KW-Moleküle in kürzere Bruchstücke (engl.: to crack = spalten, zerbrechen) Da die für Benzin und Dieseltreibstoff verwendbaren KW im Rohöl nicht in einem bedarfsdeckenden Ausmaß enthalten sind, bilden die Crackverfahren einen wesentlichen Teil der Erdölverarbeitung. Neben qualitativ hochwertigen Benzin ("Crackbenzin") und Dieselölkomponenten entstehen dabei auch wertvolle Chemierohstoffe. Je nach Ziel-setzung kommen unterschiedliche Verfahren zum Einsatz: ) Katalytisches Cracken (Abb. 4a) Die weiteste Verbreitung hat das FCC-Verfahren (FCC = Fluis Catalytis Cracking) gefunden. Das ist ein katalytisches Cracken mit dem Fließbettverfahren. Dabei werden staubfeine Aluminiumsilikat-Katalysatoren (synthetisch hergestellte Zeolithe) mit einer eingesetzt, die

sich wie eine Flüssigkeit (Fließbett) pumpen lassen. Entschwefelte Vakuum-destillate mit einem Siedebereich von 350°C bis 550°C werden mit dem ca. 750°C heißen Katalysator vermischt, verdampfen sofort, und durch die Wärmeenergie und die Wirkung des Katalysators beginnt die Crackreaktion. Das Kohlenwasser-stoffdämpfe-Katalysator-Gemisch strömt durch das Steigrohr (Riser) in den Reaktor, wobei die Crackreaktion im Riser bereits nach 5 Sekunden abgeschlossen ist. Im Reaktor (Staubabscheider) werden bei ca. 520°C die Reaktionsprodukte vom Kat getrennt. Beim Crackvorgang entsteht als Nebenprodukt Koks, der sich am Kat ablagert und dessen Wirksamkeit vermindert. Der Kat gelangt in einen Regenerator, wo der Koks unter Zufuhr von Luft abgebrannt, der Kat erhitzt und so dem Prozeß Wärme zugeführt wird. Dadurch wird die Oberfläche wieder aktiviert und der regenerierte Kat kann im Kreislauf erneut eingesetzt werden.

Die zunächst gasförmigen Produkte werden in einer Fraktionierkolonne, ähnlich wie bei der Rohöldestillation, aufgetrennt (Crackgase, Benzin, leichtes Crack-Gasöl, Sumpföl). Als das bedeutendste Produkt des Crackens ist der gewinnbare Benzinanteil anzusehen Crackbenzin hat hohe ROZ = hochwertiger Treibstoff.

Neben der Spaltung der Moleküle kommt es beim Cracken auch zur Isomerisierung und Dehydrierung (Bildung von Alkenen durch Wasserstoffmangel).

Das Hydrocracken ist ein katalytisches Spaltverfahren in Gegenwart von Wasser-stoff bei einem Druck von über 100 bar. Sein Vorteil liegt in der fast ausschließli-chen Umwandlung der als Ausgangsstoff verwendeten Vakuumdestillate in Benzin und Dieseltreibstoff. Aufwendig ist der hohe Wasserstoffverbrauch, der meist eigene Wasserstoff-Erzeugungsanlagen erforderlich macht. ) Thermisches Cracken

Beim thermischen Cracken (Pyrolyse) wird kein Kat verwendet, daher sind höhere Temperaturen und Drücke erforderlich. Die in der Praxis am häufigsten angewandten thermischen Crackverfahren sind: Das Visbreaker-Verfahren, ein mildes thermisches Cracken (450°C) von Destillationsrückständen. Dabei werden leichte Produkte (Benzin, Gasöl) erzeugt und die Viskosität des Rückstandes herabgesetzt besser für Heizölherstellung

Eine Sonderform des thermischen Crackens ist das Steamcracken (Dampfpyrolyse)

Die Reaktion erfolgt bei 850°C unter Zusatz von Verdünnungsdampf (Wasserdampf), wobei die Reaktionsgase anschließend rasch abgekühlt werden. Die Einsätze (gasförmige Alkane, Benzin und Gasöl aus der Primärdestillation) werden zu Ethen, Propen, Buten und Butadien umgewandelt, die als Synthesegrundstoffe in der Petrochemie Verwendung finden und damit die Basis für die heutige Kuststoffindustrie bilden.

B. Petrochemische Zwischen- und Endprodukte (Abb. 3)

Petrochemie-Grundstoffe = eine Reihe von Grundstoffen, deren Herstellung aus Erdgas oder bestimmten Zwischenprodukten der Erdölverarbeitung erfolgt. Der folgende Überblick, die Entstehung verschiedener Produkte betreffend, kann nur ein oberflächlicher sein, soll aber dennoch versucht werden:

Der bei der Erdölverarbeitung (und bei der Entschwefelung von Erdgas) anfallende Schwefel wird zur Erzeugung von Schwefelsäure und weiter zur Herstellung von anorganischen Chemikalien verwendet. Das in hoher Reinheit auftretende Neben-produkt Schwefel wird auch zur Erzeugung von Schwefelbaustoffen verwendet.

Die wichtigsten Grundstoffe einer chemischen Erdölveredelung (in Österreich) sind Ethylen und Propylen, die durch Pyrolyse (=Zersetzung von Stoffen durch Hitze) von Kohlenwasserstoffen in Gegenwart von Wasserdampf hergestellt werden können. Als Einsatzstoffe werden dafür entweder Flüssiggas oder Rohbenzin verwendet. Die entstandenen Produkte werden anschließend von Verunreinigungen befreit.

Neben Ethylen und Propylen entsteht Roh-C4, ein Gemisch, das bei der Herstellung von Ottokraftstoffen Verwendung finden kann. Sobald Ethylen hohem Druck unterworfen wird - oder aber durch katalytische Umsetzung von C2 - entsteht Polyethylen als Ausgangsprodukt für thermoplastische Massenkunststoffe, Folien und Formteile (z.B. Spritzguß). Aus Propylen entsteht Polypropylen, ebenfalls ein Thermoplast. Ein weiterer petrochemischer Grundstoff ist das Paraffin, das aus schweren Gasöl gewinnbar ist. Es dient als Ausgangsprodukt für Industriechemikalien, Lösungs-mittel und Tenside (=Waschmittel).

C. Petrochemie auf der Basis von Ethylen (Abb. 6)

Parallel zur Verdrängung der Kohle durch das Öl als Energieträger fand auch ein Wandel bei den Grundstoffen der chemischen Großindustrie statt. Das aus Kohle hergestellte Acetylen wurde durch Ethylen verdrängt, das nicht nur billiger in der

Herstellung sondern auch sicherer in der Handhabung ist. Herstellung: durch katalytische Dehydrierung des im Erdgas enthaltenen Ethans

durch thermisches Cracken von Erdölfraktionen in Gegenwart von Wasserdampf (Steamcracking) Durch die Reaktionsfähigkeit der Doppelbindung ist es eine ideale Ausgangssubstanz für eine Vielzahl organisch-chemischer Produkte. Die wichtigsten sind: Ethanol

Ethylen + Wasser Ethanol

In der chemischen Industrie ist Ethanol ein wichtiges Lösungsmittel, unter anderem zur Produktion von Duftstoffen und Essenzen.

Oxidation des Ethanols Ethanal (Acetaldehyd) Essigsäure (Kunstseide) Polyethylen (PE)

Etwa die Hälfte des weltweit produzierten Ethylens wird zur Herstellung dieses Kunststoffes

verwendet.

Durch radikalische Polymerisation (bei 200°C und ungefähr 3000 bar) entsteht das aus stark verzweigten Molekülketten von etwa 1000 Monomeren aufgebaute Hochdruck-Polyethylen, das durchsichtig und zur Herstellung von Folien und Kabelisolierungen geeignet ist. (siehe Kernstoff)

Ethylbenzol

Die Herstellung erfolgt durch Friedel-Crafts-Alkylierung von Benzol. Es ist Ausgangsstoff zur Herstellung von Styrol, das durch Polymerisation zu Polystyrol weiterverarbeitet wird. Festes, glasklares Polystyrol dient als Verpackungsmaterial, durch Zusatz einer Treibmittels geschäumtes Polystyrol (Styropor) wird als Verpackungsmaterial und zur Wärmeisolierung verwendet. Ethylenoxid

Direkte Oxidation von Ethylen an einem Silber-Katalysator Ethylenoxid

Seine gute Reaktionsfähigkeit macht es zu einem universellen Zwischenprodukt für Synthesen, was hier nur durch zwei Beispiele angedeutet werden kann:

Durch Addition von Cyanwasserstoff und anschließende Abspaltung von Wasser entsteht Acrylnitril, aus dem durch Polymerisation das für Kunstfasern verwendete Polyacrylnitril hergestellt wird.

Die Addition von Wasser führt zum Ethylenglykol, das unter anderem für Frostschutzmittel und zur Herstellung von Polyester-Kunstfasern und Polyesterharzen verwendet wird. Chlorethan (Ethylchlorid)

Addition von Chlorwasserstoff Chlorethan das u.a. zur Herstellung des früher verwendeten Antiklopfmittels Tetraethylblei diente. Dichlorethan und Chlorethylen (Vinylchlorid)

15% des Ethylen + Chlor 1,2 Dichlorethan dient als Lösungsmittel für Fette, Öle und Harze.

Das meiste: Abspaltung von Chlorwasserstoff Chlorethylen (Vinylchlorid) Polymerisation Polyvinylchlorid (PVC)

Reines PVC ist ein vergleichsweise harter und spröder Kunststoff. Durch Zugabe von Weichmachern (Estern organischer Säuren) lassen sich seine Eigenschaften stark verändern; es kann daher für viele Zwecke verwendet werden: Bodenbeläge, Rohre, Schläuche, Regenbekleidung, Kunstleder, Schallplatte usw.  

VI. Produkte der Raffinerie

A. Vergaserkraftstoff (Benzin)

Das Benzin aus der Primärdestillation ist für den direkten Einsatz als Treibstoff für Ottomotoren ungeeignet. Seine Klopffestigkeit ist zu gering. Beim Verdichten des Benzin-Luft-Gemisches im Ottomotor kann es zu unkontrollierten Selbstentzündun-gen des Gemisches kommen und zu explosionsartiger Verbrennung mit Druck-spritzen. Als Maß für die Klopffestigkeit eines Vergasertreibstoffes dient die Octanzahl ROZ. Unverzweigte KW sind klopffreudig, stark verzweigte, ringförmige oder aromatische sind klopffest. (näheres siehe Seite 19) B. Flugturbinentreibstoff (Kerosin) Diese drei siehe Seite 15

C. Dieseltreibstoff

D. Heizöl E. Bitumen

Der Vakuumrückstand, der nicht für die Erzeugung von Heizölen Verwendung findet, wird als Bitumen verkauft. Durch Einblasen von Luft in das heiße Bitumen (Bitumenblasen) erreicht man eine Vernetzung der ohnehin schon großen Moleküle. Dadurch können Bitumenqualitäten mit verschiedenen Schmelzpunkten erzeugt werden. Sie dienen als Feuchtigkeitsisolation im Bauwesen (Heißbitumen) und zur Herstellung von Teer- und Flämmpappen. Die Hauptmenge wird aber zur Herstellung von Straßendecken als Asphalt verbraucht.

Asphalt ist die Mischung aus Bitumen und Kies. Der üblicherweise verwendete Asphalt wird Asphaltbeton genannt. Der Kies im Asphaltbeton zeigt eine gleichmäßige Korngrößenverteilung, wie Kies zur Betonbereitung. Die kleineren Körner füllen die Hohlräume zwischen den größeren weitgehend aus. Mit wenig Bitumen erreicht man daher eine dichte, wasserundurchlässige Struktur. Beim Drainasphalt ("Flüsterasphalt") verwendet man dagegen Kies nur einer Korngröße. Das verwendete Bitumen ist für eine dichte Struktur zu wenig, im Asphalt sind Hohlräume. Auch die Haltbarkeit des Drainasphalts ist geringer.