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PROCÉDÉ DE CONVERSION DE FRACTIONS LOURDES PÉTROLIERES
COMPRENANT UNE ÉTAPE D'HYDROCONVERSION EN LITS
BOUILLONNANTS ET UNE ÉTAPE D'HYDROTRAITEMENT
La présente invention concerne le raffinage et la conversion des fractions
lourdes
d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées. Elle concerne
plus
particulièrement un procédé permettant de convertir au moins en partie une
charge
d'hydrocarbures, par exemple un résidu sous vide obtenu par distillation
directe d'un
pétrole brut en fractions légères essence et gazole de bonne qualité et en un
produit plus
lourd pouvant être utilisé comme charge pour le craquage catalytique dans une
unité de
craquage catalytique en lit fluide comportant un système de double
régénération et
éventuellement un système de refroidissement du catalyseur au niveau de la
régénération.
La présente invention concerne également dans l'un de ces aspects un procédé
de
fabrication d'essence et/ou de gazole comportant au moins une étape de
craquage
catalytique en lit fluidisé.
L'un des objectifs de la présente invention consiste à produire à partir de
certaines fractions
particulières d'hydrocarbures qui seront précisées dans la suite de la
description, par
conversion partielle desdites fractions, des fractions plus légères facilement
valorisables
telles que des distillats moyens (carburants moteurs : essence et gazole) et
des bases huiles.
Dans le cadre de la présente invention, la conversion de la charge en
fractions plus légères
est habituellement comprise entre 10 et 75 % voire 100% dans le cas du
recyclage de la
fraction lourde non convertie et le plus souvent entre 25 et 60 % voire même
limitée à
environ 50 %.
Les charges que l'on traite dans le cadre de la présente invention sont des
résidus
atmosphériques ou des résidus sous vide de distillation directe, des résidus
désasphaltés, des
résidus issus de procédé de conversion tels que par exemple ceux provenant du
coking,
d'une hydroconversion en lit fixe tels que ceux issus des procédés HYVAHL de
traitement
des lourds mis au point par la demanderesse ou des procédés d'hydrotraitement
des lourds
3 0 en lit bouillonnant tels que ceux issus des procédés H-OIL , ou encore des
huiles
désaphaltées au solvant par exemple au propane, au butane ou au pentane, ou
encore des
asphaltes qui proviennent habituellement du désasphaltage de résidus sous vide
de
distillation directe ou de résidus sous vide issus des procédés H-OIL ou
HYVAHL dilués
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la
par une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées
choisie dans le
groupe formé par une huile de coupe légère (LCO selon les initiales de la
dénomination
anglo-saxonne de Light Cycle Oil), une huile de coupe lourde (HCO selon les
initiales de la
dénomination anglo-saxonne de Heavy Cycle Oil, une huile décantée (DO selon
les initiales
de la dénomination anglo-saxonne de Decantéd Oil),un slurry et les fractions
gazoles
notamment celles obtenues par distillation sous vide dénommée selon la
terminologie anglo-
saxonne VGO (Vacuum Gas Oil). Les charges peuvent aussi être formées par
mélange de
ces diverses fractions dans n' importe quelles proportions notamment de
résidus
atmosphériques et de résidus sous vide. Elles peuvent également contenir des
coupes
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gazoles et gazoles lourds provenant du cracking catalytique ayant en général
un intervalle de
distillation d'environ 150 C à environ 370 C ou encore à 600 C ou à plus de
600 C. Elles
peuvent aussi contenir des extraits aromatiques obtenus dans le cadre de la
fabrication
d'huiles lubrifiantes. Selon la présente invention, les charges que l'on
traite sont de
préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des
mélanges de ces
résidus.
La présente invention a pour objet l'obtention de produits de bonne qualité
ayant
notamment une faible teneur en soufre dans des conditions notamment de
pression
io relativement basse, de manière à limiter le coût des investissements
nécessaires. Ce procédé
permet d'obtenir un carburant moteur de type essence contenant moins de 100
ppm en
masse de soufre répondant donc aux spécifications les plus sévères en matière
de teneur en
soufre pour ce type de carburant et cela à partir d'une charge pouvant
contenir plus de 3 %
en masse de soufre. De même ce qui est particulièrement important on obtient
un carburant
moteur de type diesel ayant une teneur en soufre inférieure à 500 ppm et un
résidu dont le
point d'ébullition initial est par exemple d'environ 370 C qui peut être
envoyé comme
charge ou partie de charge dans une étape de craquage catalytique de résidu
tel qu'une étape
à double régénération.
Il a été décrit dans l'art antérieur et en particulier dans les brevets US-A-
4,344,840 et
US-A-4,457,829 des procédés de traitement de coupes lourdes d'hydrocarbures
comportant
une première étape de traitement en présence d'hydrogène dans un réacteur
contenant un lit
bouillonnant de catalyseur suivi dans une deuxième étape d'un hydrotraitement
en lit fixe.
Ces descriptions illustrent le cas du traitement en lit fixe dans la deuxième
étape d'une
fraction légère gazeuse du produit issu de la première étape. On a découvert
maintenant et
c'est la l'un des objets de la présente invention qu'il est possible de
traiter dans la deuxième
étape, dans des conditions favorables conduisant à une bonne stabilité de
l'ensemble du
système et à une sélectivité en distillat moyen améliorée, soit l'ensemble du
produit issu de
la première étape de conversion en lit bouillonnant, soit la fraction liquide
issue de cette
étape en récupérant la fraction gazeuse convertie dans cette première étape.
Il existe
également d'autres procédés de traitement de charges hydrocarbonée lourdes.
C'est ainsi
que dans les documents de brevet FR 24807773, US 4391700, FR 2480774, EP
113283,
EP 113284 et EP 297950 au nom du demandeur il est décrit des procédés de
conversion de
ces charges lourdes comprenant une étape de conversion thermique, souvent
dénommée
étape d'hydroviscoréduction et une ou plusieurs étapes catalytiques. Ces
procédés présentent
l'inconvénient de la formation au niveau de l'étape de conversion thermique
d'une quantité
importante de composés oléfiniques qui risquent ensuite de colmater le
catalyseur utilisé
dans une étape ultérieure et d'accélérer sa désactivation. On connaît
également un procédé
comportant un traitement en lit mobile suivi d'une étape de traitement de
l'effluent sortant
de ce lit mobile dans un réacteur en lit fixe. Ce type de procédé est par
exemple décrit par
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la société SHELL dans l'article intitulé "The SHELL residue hydroconversion
process
development and achievements" et présenté à TACS 213" National Meeting, San
Francisco
April 13-17, 1997, ou par le procédé OCR de la société CHEVRON utilisant un
lit mobile
à contre-courant, décrit en particulier dans l'article intitulé "On line
catalyst replacement
OCR" publié dans Oil and Gas Journal, Oct. 12, 1992, pages 52 à 54. On peut
encore citer
les procédés de l'Institut Français du Pétrole qui ont été par exemple
présentés au NPRA
annual meeting, March 17-19, 1991 qui utilisent soit des lits mobiles soit des
réacteurs de
garde en parallèle (Swing Reactor selon la terminologie anglo-saxonne). Tous
ces procédés
sont pénalisés par des niveaux de conversion du résidu qui sont limités en
raison de la
technologie même du lit mobile qui ne permet pas d'atteindre des températures
réactionnelles moyennes aussi élevée qu'avec les procédés utilisant la
technique du lit
bouillonnant.
Dans sa forme la plus large, la présente invention se définit comme un procédé
de
conversion d'une charge hydrocarbonée, ladite charge hydrocarbonée étant un
résidu atmosphérique, un résidu sous vide ou un mélange de ces résidus et
contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre
d'au
moins 0,1% , souvent d'au moins 2% et très souvent d'au moins 4% en poids et
une température initiale d'ébullition d'au moins 340 C et le plus souvent d'au
moins
500 C et une température finale d'ébullition d'au moins 440 C, souvent d'au
moins
600 C et qui peut aller au-delà de 700 C, caractérisé en ce qu'il comprend les
étapes suivantes:
a) on traite la dite charge hydrocarbonée dans une section de traitement en
présence
d'hydrogène ladite section comprenant au moins un réacteur triphasique,
contenant au
moins un catalyseur d'hydroconversion, dont le support minéral est au moins en
partie
amorphe, en lit bouillonnant, fonctionnant à courant ascendant de liquide et
de gaz, ledit
réacteur comportant au moins un moyen de soutirage (17) du catalyseur hors
dudit réacteur
situé à proximité du bas du réacteur et au moins un moyen d'appoint (16) de
catalyseur frais
dans ledit réacteur situé à proximité du sommet dudit réacteur,
b) on envoie au moins une partie, et souvent la totalité, de l'effluent issu
de l'étape a) dans
une section d'élimination des particules de catalyseur contenues dans ledit
effluent ladite
section comprenant au moins un moyen d'élimination des dites particules
solides et au
moins un moyen de récupération d'un effluent contenant moins de particules
solides que
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l'effluent issu de l'étape a),
c) on envoie au moins une partie, et souvent la totalité, de l'effluent issu
de l'étape b) dans
une section de traitement en présence d'hydrogène et éventuellement d'une
fraction
d'hydrocarbures ajoutés à l'effluent de l'étape b), ladite section comprenant
au moins un
réacteur contenant au moins un catalyseur d'hydrotraitement en lit fixe dont
le support
minéral est au moins en partie amorphe, dans des conditions permettant
d'obtenir
un effluent à teneur réduite en soufre et à teneur élevée en distillat moyen,
et
d) on envoie l'effluent obtenu à l'étape c) au moins en partie, et souvent en
totalité,
envoyé dans la zone de distillation à partir de laquelle on récupère
habituellement
une fraction gazeuse, une fraction carburant moteur de type essence, une
fraction
carburant moteur de type gazole et une fraction liquide plus lourde que la
fraction
de type gazole.
Dans l'invention telle que revendiquée, la charge hydrocarbonée sujette à la
conversion est toutefois plus spécifiquement un résidu sous vide ou un
asphalte
provenant du désaiphaltage de résidu sous vide et contenant au moins une
fraction
d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1% poids, une
température initiale d'ébullition d'au moins 500 C et une température finale
d'ébullition d'au moins 600 C.
Le plus souvent l'addition d'une fraction d'hydrocarbures à l'effluent de
l'étape b) permet
plus facilement d'ajuster la température du fluide rentrant dans la section de
traitement de
l'étape c). Cette fraction d'hydrocarbures peut être par exemple choisie dans
le groupe
formé par les VGO, les LCO et les mélanges de VGO et de LCO, ce peut être en
particulier
une fraction du VGO et/ou une fraction du LCO de la charge hydrocarbonée que
l'on traite
dans le cadre de la présente invention.
Habituellement la section de traitement de l'étape a) comprend de un à trois
réacteurs en
série, la section d'élimination des particules de catalyseur de l'étape b)
comprend au moins
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un et le plus souvent au moins deux moyens d'élimination des dites particules
solides qui
fonctionnent alors le plus souvent de façon alternée ou en série, et la
section de traitement
de l'étape c) comprend de un à trois réacteurs en série.
Selon une variante la fraction liquide plus lourde de charge hydroconvertie
issue de l'étape
d) est envoyée dans une section de craquage catalytique (étape e) ) dans
laquelle elle est
traitée dans des conditions permettant de produire une fraction gazeuse, une
fraction
essence, une fraction gazole et une fraction plus lourde que la fraction
gazole souvent
dénommée par les hommes du métier fraction slurry.
Selon une autre variante la fraction liquide plus lourde de charge
hydroconvertie issue de
l'étape d) est au moins en partie renvoyée soit à l'étape a) d'hydroconversion
en lit
bouillonnant, soit à l'étape c) d'hydrotraitement en lit fixe, soit en partie
dans chacune de
ces étapes. Il est également possible de recycler la totalité de cette
fraction. On peut
également envoyer au moins une partie de la fraction liquide plus lourde de
charge
hydrotraitée obtenue à l'étape d) dans la zone de stockage du fuel lourd
souvent dénommée
par les hommes du métier pool fuel lourd.
La fraction gazeuse obtenue dans l'étape d) contient habituellement
principalement
des hydrocarbures saturés et insaturés ayant de 1 à 4 atomes de carbone dans
leur molécule
(tels que par exemple méthane, éthane, propane, butanes, éthylène, propylène,
butylènes).
La fraction de type essence obtenue à l'étape d) est par exemple au moins en
partie et de
préférence en totalité envoyée dans la zone de stockage carburant souvent
dénommé par las
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hommes du métier pool carburant. La fraction de type gazole obtenue à l'étape
d) est par
exemple au moins en partie et de préférence en totalité envoyée dans la zone
de stockage
carburant. La fraction slurry obtenue à l'étape e) est le plus souvent au
moins en partie
voire en totalité envoyée dans la zone de stockage fuel lourd de la raffinerie
généralement
5 après séparation des fines particules qu'elle contient en suspension. Dans
une autre forme de
réalisation de l'invention, cette fraction slurry est au moins en partie voire
en totalité
renvoyée à l'entrée du craquage catalytique de l'étape e). Selon une autre
forme de
réalisation de l'invention, au moins une partie de cette fraction slurry peut
être renvoyée,
généralement après séparation des fines particules qu'elle contient en
suspension, soit à
l'étape a), soit à l'étape c), soit en partie dans chacune de ces étapes.
Une forme de mise en oeuvre particulière la présente invention comprend une
étape
intermédiaire al) entre l'étape a) et l'étape b) dans laquelle on scinde le
produit issu de
l'étape a) en une fraction liquide lourde contenant la majorité des particules
de catalyseur
initialement présente dans le produit issu de l'étape a) et en une fraction
plus légère
contenant peu ou pas de particules de catalyseur que l'on récupère. Dans cette
forme de
réalisation de la présente invention la fraction liquide lourde obtenue dans
cette étape al) est
alors envoyée dans l'étape b) d'élimination des particules solides de
catalyseur. Cette forme
de réalisation permet une meilleure valorisation des coupes légères obtenues à
l'issu de
l'étape a) d'hydroconversion et limite la quantité de produit à traiter dans
l'étape b). Cette
fraction plus légère obtenue dans l'étape al) peut être envoyée dans une zone
de distillation
à partir de laquelle on récupère une fraction gazeuse, une fraction carburant
moteur de type
essence, une fraction carburant moteur de type gazole et une fraction liquide
plus lourde
que la fraction de type gazole qui peut être par exemple renvoyée au moins en
partie dans
l'étape a) et/ou être au moins en partie envoyée dans l'étape c)
d'hydrotraitement
convertissant. La zone de distillation dans laquelle on scinde cette fraction
plus légère peut
être distincte de la zone de distillation de l'étape d), mais le plus souvent
cette fraction plus
légère est envoyée dans la zone de distillation de ladite étape d).
3o A titre d'exemple on peut effectuer dans l'étape b) la séparation des
particules solides de
catalyseur, qui sont le plus souvent des fines produites par dégradation
mécanique du
catalyseur utilisé dans l'étape a) d'hydroconversion, en utilisant ou moins un
filtre rotatif ou
encore au moins un filtre à panier ou encore un système de centrifugation tel
qu'un
hydrocyclone associé à des filtres ou à une décantation en ligne. On ne
sortirait pas du
cadre de la présente invention en effectuant la séparation directe des
particules solides de
catalyseur contenues dans le produit issu de l'étape ai) en envoyant le
produit concentré en
fines dans l'étape b), cela impliquerait le traitement d'une quantité moins
importante de
produit si la séparation est effectuée sur la fraction liquide issue de
l'étape al) lorsque cette
étape existe. Selon une forme particulière de réalisation de cette étape b) on
utilisera au
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moins deux moyens de séparation en parallèle dont l'un sera utilisé pour
effectuer la
séparation pendant que l'autre sera purgé des fines retenues.
Les conditions de l'étape a) de traitement de la charge en présence
d'hydrogène sont
habituellement des conditions classiques d'hydroconversion en lit bouillonnant
d'une
fraction hydrocarbonée liquide. On opère habituellement sous une pression
absolue 2,5 à 35
MPa, souvent de 5 à 25 MPa et le plus souvent de 6 à 20 MPa à une température
d'environ
330 à environ 550 C et souvent d'environ 350 à environ 500 C. La vitesse
spatiale
horaire (VVH) et la pression partielle d'hydrogène sont des facteurs
importants que l'on
io choisit en fonction des caractéristiques du produit à traiter et de la
conversion souhaitée. Le
plus souvent la VVH se situe dans une gamme allant d'environ 0,1 h-1 à environ
10 h-1 et
de préférence environ 0,2 h-1 à environ 5 h-1. La quantité d'hydrogène mélangé
à la charge
est habituellement d'environ 50 à environ 5000 normaux mètres cube (Nm3) par
mètre cube
(m3) de charge liquide et le plus souvent d'environ 100 à environ 1000 Nm3/m3
et de
préférence d'environ 200 à environ 500 Nm3/m3. On peut utiliser un catalyseur
granulaire
classique d'hydroconversion comprenant, sur un support amorphe, au moins un
métal ou
composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ce catalyseur peut
être un
catalyseur comprenant des métaux du groupe VIII par exemple du nickel et/ou du
cobalt le
plus souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB par exemple
du
molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur
comprenant de
0,5 à 10 % en poids de nickel et de préférence de 1 à 5 % en poids de nickel
(exprimé en
oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en poids de molybdène de préférence de 5 à
20 % en
poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène M003) sur un support minéral
amorphe. Ce support sera par exemple choisi dans le groupe formé par
l'alumine, la silice,
les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux
de ces
minéraux. Ce support peut également renfermer d'autres composés et par exemple
des
oxydes choisis dans le groupe formé par l'oxyde de bore, la zircone, l'oxyde
de titane,
l'anhydride phosphorique. On utilise le plus souvent un support d'alumine et
très souvent
un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. La
concentration
en anhydride phosphorique P205 est habituellement inférieure à environ 20 % en
poids et le
plus souvent inférieure à environ 10 % en poids. Cette concentration en P205
est
habituellement d'au moins 0,001 % en poids. La concentration en trioxyde de
bore B203
est habituellement d'environ 0 à environ 10 % en poids. L'alumine utilisée est
habituellement une alumine y ou rl. Ce catalyseur est le plus souvent sous
forme d'extrudé.
La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII est souvent
d'environ 5 à
environ 40 % en poids et en général d'environ 7 à 30 % en poids et le rapport
pondéral
exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VI sur métal (ou
métaux)
du groupe VIII est en général d'environ 20 à environ 1 et le plus souvent
d'environ 10 à
environ 2. Le catalyseur usagé est en partie remplacé par du catalyseur frais
par soutirage
en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur de catalyseur frais ou
neuf à intervalle
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de temps régulier c'est-à-dire par exemple par bouffée ou de façon quasi
continue. On peut
par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de
remplacement du
catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par exemple d'environ 0,05
kilogramme à
environ 10 kilogrammes par mètre cube de charge. Ce soutirage et ce
remplacement sont
effectués à l'aide de dispositifs permettant le fonctionnement continu de
cette étape
d'hydroconversion. L'unité comporte habituellement une pompe de recirculation
permettant
le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins
une partie du
liquide soutiré en tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est
également possible
d'envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération
dans laquelle
on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme puis de renvoyer ce
catalyseur régénéré
dans l'étape a) d'hydroconversion.
Le plus souvent cette étape a) d'hydroconversion est mise en oeuvre dans les
conditions du
procédé H-OIL tel que décrit par exemple dans l'article publié par la NPRA
Annual
Meeting, March 16-18, 1997, J.J. Colyar et L.I. Wilson sous le titre THE H-OIL
PROCESS A WORLDWIDE LEADER IN VACUUM RESIDUE HYDROPROCESSING.
Les produits obtenus au cours de cette étape a) sont selon une variante
mentionnée ci-devant
(étape al) envoyés dans une zone de séparation à partir de laquelle on peut
récupérer une
fraction liquide lourde et une fraction plus légère. Habituellement cette
fraction liquide
lourde a un point d'ébullition initial d'environ 280 C à environ 570 C et de
préférence
d'environ 350 C à environ 520 C et par exemple environ 400 C. La fraction plus
légère
est habituellement envoyée dans une zone de séparation dans laquelle elle est
scindée en
fractions légères essence et gazole que l'on peut envoyer au moins en partie
dans les zones
de stockages des carburants et en une fraction plus lourde.
Dans l'étape c) d'hydrotraitement, on utilise habituellement un catalyseur
classique
d'hydrotraitement et de préférence au moins l'un de ceux décrits par la
demanderesse en
particulier l'un de ceux décrits dans les brevets EP-B-113297 et EP-B-113284.
On opère
habituellement sous une pression absolue d'environ 2 à 35 MPa, souvent
d'environ 5 à 25
MPa et le plus souvent d'environ 6 à 20 MPa. La température dans cette étape
b) est
habituellement d'environ 300 à environ 500 C, souvent d'environ 350 C à
environ 450 C
et très souvent d'environ 350 C à environ 420 C. Cette température est
habituellement
ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrodésulfuration. La vitesse
spatiale horaire
(VVH) et la pression partielle d'hydrogène sont des facteurs importants que
l'on choisit en
fonction des caractéristiques du produit à traiter et de la conversion
souhaitée. Le plus
souvent la VVH se situe dans une gamme allant d'environ 0,1 h-1 à environ 5 h-
1 et de
préférence environ 0.2 h-1 à environ 2 h-1. La quantité d'hydrogène mélangé à
la charge
est habituellement d'environ 100 à environ 5000 normaux mètres cube (Nm3) par
mètre
cube (m3) de charge liquide et le plus souvent d'environ 200 à environ 2000
Nm3/m3 et de
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préférence d'environ 300 à environ 1500 Nm3/m3. On opère utilement en présence
d'hydrogène sulfuré et la pression partielle de l'hydrogène sulfuré est
habituellement
d'environ 0,002 fois à environ 0,1 fois et de préférence d'environ 0,005 fois
à environ 0,05
fois la pression totale. Dans la zone d'hydrodésulfuration, le catalyseur
idéal doit avoir un
fort pouvoir hydrogénant de façon à réaliser un raffinage profond des produits
et à obtenir
un abaissement important du soufre. Dans le cas préféré de réalisation, la
zone
d'hydrotraitement opère à température relativement basse ce qui va dans le
sens d'une
hydrogénation profonde et d'une limitation du cokage. On ne sortirait pas du
cadre de la
présente invention en utilisant dans la zone d'hydrotraitement de manière
simultanée ou de
1o manière successive un seul catalyseur ou plusieurs catalyseurs différents.
Habituellement
cette étape c) est effectué industriellement dans un ou plusieurs réacteurs à
courant
descendant de liquide.
Dans la zone d'hydrotraitement (étape c) on utilise au moins un lit fixe de
catalyseur
classique d'hydrotraitement dont le support est au moins en partie amorphe. On
utilisera de
préférence un catalyseur dont le support est par exemple choisi dans le groupe
formé par
l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les
mélanges d'au moins
deux de ces minéraux. Ce support peut également renfermer d'autres composés et
par
exemple des oxydes choisis dans le groupe formé par l'oxyde de bore, la
zircone, l'oxyde
de titane, l'anhydride phosphorique. On utilise le plus souvent un support
d'alumine et très
souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du
bore. La
concentration en anhydride phosphorique P205 est habituellement inférieure à
environ 20 %
en poids et le plus souvent inférieure à environ 10 % en poids. Cette
concentration en P205
est habituellement d'au moins 0,001 % en poids. La concentration en trioxyde
de bore
B203 est habituellement d'environ 0 à environ 10 % en poids. L'alumine
utilisée est
habituellement une alumine y ou rl. Ce catalyseur est le plus souvent sous
forme de billes ou
d'extrudé. On peut utiliser un catalyseur granulaire classique
d'hydrotraitement comprenant
sur un support amorphe au moins un métal ou composé de métal ayant une
fonction hydro-
déshydrogènante. Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux
du groupe
VIII par exemple du nickel et/ou du cobalt le plus souvent en association avec
au moins un
métal du groupe VIB par exemple du molybdène et/ou du tungstène. On peut par
exemple
employer un catalyseur comprenant de 0,5 à 10 % en poids de nickel et de
préférence de 1
à 5 % en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en
poids de
molybdène de préférence de 5 à 20 % en poids de molybdène (exprimé en oxyde de
molybdène M0O3) sur un support minéral amorphe. La teneur totale en oxydes de
métaux
des groupes VI et VIII est souvent d'environ 5 à environ 40 % en poids et en
général
d'environ 7 à 30 % en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique
entre métal
(ou métaux) du groupe VI sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général
d'environ
20 à environ 1 et le plus souvent d'environ 10 à environ 2.
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Dans la zone de distillation dans l'étape d) les conditions sont généralement
choisies de
manière à ce que le point de coupe pour la charge lourde soit d'environ 350 C
à environ
400 C et de préférence d'environ 360 C à environ 380 C et par exemple environ
370 C.
Dans cette zone de distillation on récupère également une fraction essence
dont le point
final d'ébullition est le plus souvent d'environ 150 C et une fraction gazole
dont le point
initial d'ébullition est habituellement d'environ 150 C et le point final
d'ébullition
d'environ 370 C.
Enfin, selon une variante mentionnée ci-devant dans une étape e) de craquage
catalytique,
au moins une partie de la fraction lourde de la charge hydrotraitée obtenue à
l'étape d) peut
être envoyée dans une section de craquage catalytique dans laquelle elle est
craquée
catalytiquement de manière classique dans des conditions bien connues des
hommes du
métier pour produire une fraction carburant (comprenant une fraction essence
et une
fraction gazole) que l'on envoie habituellement au moins en partie dans les
zones de
stockages des carburants et une fraction slurry qui sera par exemple au moins
en partie,
voire en totalité, envoyée dans la zone de stockage fuel lourd ou recyclée au
moins en
partie, voire en totalité, à l'étape e) de craquage catalytique. Dans le cadre
de la présente
invention, l'expression craquage catalytique englobe tous les procédés de
craquage
permettant le traitement de fraction lourde à teneur élevée en Carbone
Conradson par
exemple ceux mettant en oeuvre les technologies de contrôle de température
comme par
exemple la technologies dite MTC selon la dénomination anglo-saxonne, ou
encore la
technique de contrôle de la température du catalyseur souvent dénommée par les
hommes
du métier par les termes anglais de Catalyst Cooler d. Dans une forme
particulière de
réalisation de l'invention une partie de la fraction gazole (soit le LCO, soit
le HCO, soit le
DO, soit le slurry) obtenue au cours de cette étape e) est recyclée soit à
l'étape a), soit à
l'étape c), soit à l'étape e) en mélange avec la charge introduite dans cette
étape e) de
craquage catalytique. Dans la présente description, le terme une partie de la
fraction gazole
doit être compris comme étant une fraction inférieure à 100 %. On ne sortirait
pas du cadre
de la présente invention en recyclant une partie de la fraction gazole (LCO,
HCO, Slurry,
DO) à l'étape a), une partie à l'étape c) et une autre partie à l'étape e)
l'ensemble de ces
parties ne représentant pas forcément la totalité de la fraction gazole. Il
est également
possible dans le cadre de la présente invention de recycler la totalité du
gazole (LCO, HCO,
DO, Slurry) obtenu par craquage catalytique, soit à l'étape a), soit à l'étape
c), soit à
l'étape e), soit une fraction dans chacune de ces étapes, la somme de ces
fractions
représentant jusqu'à 100 % de la fraction gazole obtenue à l'étape e). On peut
aussi recycler
à l'étape e) au moins une partie de la fraction essence obtenue dans cette
étape e) de
craquage catalytique.
L'étape e) de craquage catalytique est le plus souvent une étape de craquage
catalytique en
lit fluidisé par exemple selon le procédé mis au point par la demanderesse
dénommé R2R.
CA 02301985 2008-07-08
r
Cette étape peut être exécutée de manière classique connue des hommes du
métier dans les
conditions adéquates de craquage en vue de produire des produits hydrocarbonés
de plus
faible poids moléculaire. Cette étape peut utiliser des procédés et
dispositifs d'échanges
thermiques, notamment de particules solides, en vue de réduire la température
du
5 catalyseur à l'entrée de la zone réactionnelle. Des descriptions de
fonctionnement et de
catalyseurs utilisables dans le cadre du craquage en lit fluidisé dans cette
étape e) sont
décrits par exemple dans les documents de brevets US-A-4695370, EP-B-184517,
US-A-
4959334, EP-B-323297, US-A-4965232, US-A-5120691, US-A-5344554, US-A-5449496,
EP-A-485259, US-A-5286690, US-A-5324696, EP-B-542604 et EP-A-699224.
Le réacteur de craquage catalytique en lit fluidisé peut fonctionner à courant
ascendant ou à
courant descendant. Bien que cela ne soit pas une forme préférée de
réalisation de la
présente invention, il est également envisageable d'effectuer le craquage
catalytique dans un
réacteur à lit mobile. Les catalyseurs de craquage catalytique
particulièrement préférés sont
ceux qui contiennent au moins une zéolithe habituellement en mélange avec une
matrice
appropriée telle que par exemple l'alumine, la silice, la silice-alumine.
Les figures 1, 2, 3, 4 et 5 représentent schématiquement les principales
variantes pour la
mise en oeuvre du procédé selon la présente invention. Sur ces figures, les
organes
similaires sont désignés par les mêmes chiffres et lettres de référence.
Sur la figure 1, la charge hydrocarbonée à traiter entre par les lignes 10 et
15 dans la
section de traitement (1) en présence d'hydrogène, ledit hydrogène étant
introduit par les
lignes 19 et 15 dans ladite section. L'appoint de catalyseur se fait par la
ligne 16 et le
soutirage par la ligne 17. L'effluent traité dans la zone (1) est envoyé par
la ligne 18 dans
une zone (S) de séparation des fines à partir de laquelle on récupère un
effluent appauvri en
fines qui est envoyé par la ligne 18f dans la section (2) d'hydrotraitement en
présence
d'hydrogène introduit par les lignes 19a et 18f et éventuellement en présence
d'un d'une
coupe hydrocarbures introduite par la ligne 20a telle que par exemple une
fraction lourde
issu par exemple d'une unité de craquage catalytique en lit fluide (LCO, HCO,
DO, slurry)
ou encore une fraction lourde issue d'une distillation directe, et on récupère
l'effluent
hydrotraité par la ligne 20.
Selon une forme particulière de l'invention schématisé sur la figure 2 une
partie de
l'effluent hydrotraité est récupéré par la ligne 20 et une autre partie est
envoyée par la ligne
21 dans une zone de distillation à partir de laquelle on récupère par la ligne
22 une fraction
gazeuse , par la ligne 23 une fraction essence, par la ligne 24 une fraction
gazole et une
fraction liquide plus lourde que la fraction de type gazole par la ligne 25.
Cette fraction
liquide plus lourde que la fraction de type gazole peut être éventuellement au
moins en
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partie envoyée par la ligne 26 dans la section d'hydrotraitement (2) et
éventuellement au
moins en partie par la ligne 27 dans la section de traitement (1).
Selon une forme particulière de l'invention schématisé sur la figure 3 une
partie de la
fraction liquide plus lourde que la fraction de type gazole récupérée par la
ligne 25 est
envoyée par la ligne 28 dans une section de craquage catalytique (4), à partir
de laquelle on
récupère par la ligne 30 une fraction gaz, par la ligne 31 une fraction
essence, par la ligne
29 une fraction gazole et par la ligne 32 une fraction plus lourde, dénommée
par les
hommes du métier fraction slurry, qui est envoyée en partie par la ligne 33 au
stockage de
1o fuel lourd, une autre partie de cette fraction slurry est éventuellement
envoyée par la ligne
34 puis par la ligne 36 dans la section de craquage catalytique (4), une autre
partie de cette
fraction slurry est éventuellement envoyée par la ligne 35, puis par la ligne
26 dans la
section d'hydrotraitement (2). Une partie de la fraction essence est
éventuellement envoyée
par la ligne 37 et la ligne 36 dans la zone de craquage catalytique (4). Une
partie de la
fraction gazole est éventuellement envoyée par la ligne 38, puis par la ligne
36 dans la zone
de craquage catalytique (4), une autre partie de cette même fraction est
éventuellement
envoyée par la ligne 39 dans la section (1) de traitement, une autre partie de
cette même
fraction est éventuellement envoyée par la ligne 40 dans la section
d'hydrotraitement (2).
Selon une forme particulière de l'invention schématisé sur la figure 4
l'effluent, récupéré
après le traitement dans la section (1) par la ligne 18, est envoyé par les
lignes 18d et 18e
dans une zone (S) de séparation des fines composée de deux moyens 2a et 2b
fonctionnant
habituellement alternativement de manière à récupérer par les lignes 18g et
18h un effluent
appauvri en fines qui est envoyé par la ligne 18f dans la section (2)
d'hydrotraitement en
présence d'hydrogène introduit par les lignes 19a et 18f. Lorsque le moyen 2a
récupère les
fines le moyen 2b est régénéré, et pendant que le moyen 2b récupère les fines
on régénère
le moyen 2a. Ces moyens sont par exemple composés d'un ou plusieurs filtres à
particules.
Ces filtres sont habituellement des filtres calibrés.
Selon une forme particulière de l'invention schématisé sur la figure 5
l'effluent récupéré
après le traitement de la section (1) par la ligne 18 est envoyé dans une zone
(la) dans
laquelle ledit effluent est scindé en une fraction liquide lourde qui est
envoyée par les lignes
18d et 18e dans les moyens 2a et 2b de séparation de fines à partir desquels
on récupère un
effluent appauvri en fines qui est envoyé par la ligne 18f dans la section (2)
d'hydrotraitement en en présence d'hydrogène introduit par les lignes 19a et
18f, et une
fraction légère que l'on récupère par la ligne 18c, une partie de cette
fraction légère étant
éventuellement envoyée par la ligne 18b dans la zone de distillation (3), une
autre partie de
ladite fraction 18c pouvant être envoyée par les lignes 18i et 18j dans la
section (2)
d'hydrotraitement.
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EXEMPLES
Ces exemples sont issus d'expérimentations réalisées dans des unités pilotes.
Exemple 1 (comparaison)
On traite un résidu sous vide (RSV(Sa)) lourd d'origine Safaniya. Ses
caractéristiques sont
présentés sur le tableau la colonne 1. Tous les rendements sont calculés à
partir d'une base
100 (en masse) de RSV(Sa).
On traite ce résidu sous vide Safaniya dans une unité pilote comportant deux
réacteurs en
série à lits bouillonnants de catalyseur. Chaque réacteur a un volume total de
3 litres.
Cette unité pilote simule une unité industrielle d'hydrotraitement de résidu
sous vide en lit
bouillonnant H-Oil. Il a été vérifié par ailleurs que cette unité pilote
fournit des résultats
équivalents à ceux des unités industrielles. L'écoulement des fluides est
ascendant dans ce
réacteur comme dans le cas d'une unité industrielle. Il a été en effet vérifié
par ailleurs que ce
mode de travail en unité pilote fournit des résultats équivalents à ceux des
unités industrielles.
Les réacteurs sont chargés chacun avec 2 litres du catalyseur industriel
spécifique pour les
unités industrielles d'H-Oil.
Les conditions opératoires de mise en oeuvre sont les suivantes
-VVH globale par rapport au volume des réacteurs : 0,3 h 1
- pression : 150 bar (15 MPa)
- recyclage d'hydrogène : 600 litres d'hydrogène par litre de charge
- températures dans les réacteurs : 425 C
Les produits liquides issus du deuxième réacteur sont fractionnés au
laboratoire en une
fraction essence (PI-150 C), une fraction gazole (150-370 C), une fraction
distillat sous vide
hydrotraité (DSV(Tl), 370-550 C) et une fraction résiduelle hydrotraitée
(RSV(Tl),
550 C+).
Le tableau la donne colonne 5 les rendements et les principales
caractéristiques du DSV(Tl)
produit et en colonne 4 celles du RSV(T1). La colonne 3 indique les
caractéristiques du
résidu atmosphérique hydrotraité (RA(T1)), c'est-à-dire le mélange de RSV(T1)
et de
DSV(T1). On remarque le fort niveau de conversion qui se traduit par un faible
rendement en
RSV(Sa) non converti.
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Le tableau 2a donne colonne 1 les rendements et les principales
caractéristiques de l'essence
produite et le tableau 3a colonne 1 donne les rendements et les principales
caractéristiques du
gazole produit. Le RA(T1) hydrotraité possède des caractéristiques
relativement faibles en
termes de Carbone Conradson. La teneur en Carbone Conradson (16 %) est trop
élevée pour
permettre son craquage secondaire dans une unité conventionnelle de craquage
catalytique de
résidus. En conséquence, il n'est pas possible de produire des quantités
complémentaires
d'essence et de gazole. Par ailleurs, ce RA(T1) a une teneur en insolubles
selon la norme
IP375 de 0,9 % poids, qui est élevée pour une valorisation de ce produit pur
comme fioul
lourd. Ce produit pourra cependant avantageusement être fluxé avec un diluant
aromatique
(type LCO et HCO) ce qui réduira sa teneur en insoluble à moins de 0,1 %poids
et permettra
alors sa valorisation comme fioul lourd.
Tableau la
Coupe RSV(Sa) C5+ RA(T1) RSV(T1) DSV(T1)
Safaniya ex-Hoil ex-Hoil ex-Hoil ex-Hoil
Rendement/RSV(Sa) 100,0 91,8 51,0 22,3 28,7
% masse
Densité 15/4 1,046 0,906 0,994 1,065 0,945
Soufre % masse 5,39 1,0 1,6 2,55 0,95
Carbone Conradson 24 9 16 37 0,5
Asphaltènes C7 14,5 6 10 23,9 0,02
% masse
NI +V m 213 23 41 93 < 1
Insoluble IP375 0,9
(% poids)
Tableau 2a
Essence
ex-Hoil
Rendement/RSV(Sa) 9,5
% masse
Densité 15/4 0,705
Soufre % masse 0,03
Octane (RON+MON)/2 56
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Tableau 3a
Gazole
ex-Hoil
Rendement/RSV(Sa) 31,3
% masse
Densité 15/4 0,857
Soufre % masse 0,2
Cétane 42
Exemple 2 (comparaison)
On traite un résidu sous vide (RSV(Sa)) lourd d'origine Safaniya. Ses
caractéristiques sont
présentées sur le tableau lb colonne 1. Tous les rendements sont calculés à
partir d'une base
100 (en masse) de RSV.(Sa)
On traite ce résidu sous vide Safaniya dans une unité pilote comportant trois
réacteurs en série
à lits fixes de catalyseur.
Cette unité pilote simule une unité industrielle d'hydrotraitement de résidu
sous vide en lit
fixe HYVAHL. L'écoulement des fluides est descendant dans ces réacteurs comme
dans le
cas d'une unité industrielle. Il a été en vérifié par ailleurs que cette unité
pilote fournit des
résultats équivalents à ceux des unités industrielles.
Les réacteurs ont chacun un volume catalytique de 7 litres et contiennent 7
litres de
catalyseur. Le premier réacteur est chargé avec du catalyseur commercial vendu
par la société
PROCATALYSE sous la référence HMC841 et les deux autres réacteurs sont chargés
avec du
catalyseur commercial vendu par la société PROCATALYSE sous la référence
HT308.
Les conditions opératoires de mise en oeuvre sont les suivantes
-1
-VVH globale : 0,14 h
- pression : 150 bar (15 MPa)
- recyclage d'hydrogène : 1300 litres d'hydrogène par litre de charge
- températures dans les réacteurs : 390-385-380 C
Les produits liquides issus du réacteur sont fractionnés au laboratoire en une
fraction essence
(PI-150 C), une fraction gazole (150-370 C), une fraction distillat sous
vide (DSV(T2),
370-550 C) et une fraction résiduelle (RSV(T2), 550 + C).
Le tableau lb donne colonne 5 les rendements et les principales
caractéristiques du DSV(T2)
produit et en colonne 4 celles du RSV(T2). La colonne 3 indique les
caractéristiques du
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résidu atmosphérique hydrotraité (RA(T2)), c'est-à-dire le mélange de RSV(T2)
et de
DSV(T2).
Le tableau 2b donne colonne 1 les rendements et les principales
caractéristiques de l'essence
5 produite et le tableau 3b donne colonne 1 les rendements et les principales
caractéristiques du
gazole produit.
On remarque par rapport au cas précédent décrit dans l'exemple 1 un niveau de
conversion
moins fort qui se traduit par un rendement en RSV(Sa) non converti plus élevé.
Par contre,
10 les RA(T2) et RSV(T2) produits sont de meilleure qualité. En raison de ses
bonnes
caractéristiques (Carbone Conradson, métaux), le RA(T2) hydrotraité est envoyé
dans une
unité pilote de craquage catalytique de résidus de type R2R comportant des
moyens de
contrôle de la température du catalyseur.
Cette unité pilote simule une unité industrielle de craquage catalytique de
résidus en lit de
15 catalyseur fluidisé circulant de type R2R. Il a été vérifié que cette unité
pilote fournit des
résultats équivalents à ceux des unités industrielles R2R.
Le tableau lb donne colonne 3 les caractéristiques de la fraction RA(T2), qui
forme la charge que
l'on envoie dans une unité pilote de craquage catalytique de type R2R (deux
régénérateurs)
utilisant un catalyseur contenant 20% poids de zéolithe Y et 80 % en poids
d'une matrice silice-
alumine. Cette charge préchauffée à 190 C est mise en contact en bas d'un
réacteur pilote
vertical avec un catalyseur régénéré chaud provenant d'un régénérateur pilote.
La température
d'entrée dans le réacteur du catalyseur est 780 C. Le rapport du débit de
catalyseur sur le débit
de charge est de 6,1. L'apport calorique du catalyseur à 780 C permet la
vaporisation de la
charge et la réaction de craquage qui est endothermique. Le temps de séjour
moyen du catalyseur
dans la zone réactionnelle est d'environ 2 secondes. La pression opératoire
est 1,8 bar absolu. La
température du catalyseur mesurée à la sortie du réacteur en lit fluidisé
entraîné ascendant (riser)
est 517 C. Les hydrocarbures craqués et le catalyseur sont séparés grâce à
des cyclones situées
dans une zone de désengagement (strippeur) où le catalyseur est strippé. Le
catalyseur qui a été
coké pendant la réaction et strippé dans la zone de désengagement est ensuite
envoyé dans le
premier régénérateur. La teneur en coke du solide (delta coke) à l'entrée du
premier régénérateur
est de 1.35 %. Ce coke est brûlé en deux étapes par de l'air injecté dans
chacun des
régénérateurs. La combustion très exothermique élève la température du solide
de 517 C à 780
C. Le catalyseur régénéré et chaud sort du deuxième régénérateur et est
renvoyé en bas du
réacteur.
Les hydrocarbures séparés du catalyseur sortent de la zone de désengagement ;
ils sont
refroidis par des échangeurs et envoyés dans une colonne de stabilisation qui
sépare les gaz et
les liquides. Le liquide (C5+) est également échantillonné puis il est
fractionné dans une
autre colonne afin de récupérer une fraction essence, une fraction gazole et
une fraction fuel
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lourd ou slurry (370 C +). Les tableaux 2b colonne 2 (essence) et 3b colonne
2 (gazole)
donnent les rendements et les principales caractéristiques des produits
obtenus.
On mélange ensuite la fraction essence récupérée par distillation de
l'effluent de sortie de
l'hydrotraitement et la fraction essence récupérée à partir du produit issu du
craquage
catalytique et on fait de même avec les deux fractions gazole. Les tableaux 2b
colonne 3
(essence) et 3b colonne 3 (gazole) donnent les rendements totaux en essence et
en gazole ainsi
obtenu et les principales caractéristiques de ces produits.
lo On constate les forts rendements en essence mais des rendements moyens en
gazole assortis
de teneurs en soufre moyennes.
Par ailleurs, le RA(T2) hydrotraité possède des bonnes caractéristiques en
termes de teneur en
insolubles selon la norme IP375 (<0,1 %poids), ce qui rend possible sa
valorisation comme
fioul lourd sans fluxage complémentaire, contrairement au cas de l'exemple
précédent où un
fluxage aromatique était indispensable.
Tableau lb
Coupe RSV Sa C5+ RA T2 RSV T2 DSV(T2)
Safaniya ex-Hyvahl ex-H ahl ex-Hyvahl ex-H ahl
Rendement/RSV(Sa) 100,0 93,7 69,7 42,6 27,1
masse
Densité 15/4 1,046 0,932 0,971 0,994 0,937
Soufre % masse 5,39 0,5 0,7 0,9 0,29
Carbone Conradson 24 6 8 13 0,1
Asphaltènes C7 14,5 2 3 4,1 0,01
masse
NI+V m 213 7 9 15 1<1
insoluble IP375 < 0,1
Tableau 2b
Essence Essence Essence
ex-H ahl ex R2R totale
Rendement/RSV(Sa) 5,2 30,0 35,2
% masse
Densité 15/4 0,737 0,746 0,745
Soufre % masse 0,0006 0,017 0,014
Octane (RON+MON)/2 54 87 82
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Tableau 3b
Gazole Gazole Gazole
ex-Hyvahl ex R2R total
Rendement/RSV(Sa) 18,8 10,5 29,3
masse
Densité 15/4 0,865 0,948 0,893
Soufre % masse 0,02 0,99 0,37
Cétane 41 21 34
Exemple 3 (selon l'invention)
On traite un résidu sous vide (RSV(Sa)) lourd d'origine Safaniya. Ses
caractéristiques sont
présentées sur le tableau le colonne 1. Tous les rendements sont calculés à
partir d'une base
100 (en masse) de RSV(Sa).
On traite ce résidu sous vide Safaniya dans une unité pilote comportant trois
réacteurs en série
lo : le premier réacteur fonctionne en lit bouillonnant alors que les deux
derniers fonctionnent en
lits fixes de catalyseur. L'écoulement des fluides est ascendant dans le
premier réacteur, alors
qu'il est descendant dans le deuxième et le troisième réacteur. Entre la
sortie du réacteur à lit
bouillonnant et l'entrée du premier réacteur à lit fixe, on a mis un filtre de
25 microns de
porosité qui sert à piéger les fines de catalyseur produites dans le réacteur
en lit bouillonnant.
Les réacteurs ont chacun un volume catalytique de 3 litres. Le premier
réacteur en lit
bouillonnant est chargé avec 1,5 1 de catalyseur industriel spécifique pour
les unités
commerciales H-Oil. Les réacteurs N 2 et 3 sont chargés chacun avec 3 1 de
catalyseur
vendu par la société PROCATALYSE sous la référence HT308.
Les conditions opératoires de mise en oeuvre du réacteur N 1 sont les
suivantes
-1
-VVH par rapport au réacteur : 0,5 h
- pression : 150 bar (15 MPa)
- recyclage d'hydrogène : 400 litres d'hydrogène par litre de charge
- températures dans le réacteur : 430 C
Les conditions opératoires de mise en oeuvre des réacteurs N 2 et 3 sont les
suivantes
-1
- VVH part rapport aux 2 réacteurs : 0,25 h
pression : 150 bar (15 MPa)
recyclage d'hydrogène : 1000 litres d'hydrogène par litre de charge
- températures dans les réacteurs : 380 C
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Les produits liquides issus de l'unité pilote sont fractionnés au laboratoire
en une fraction
essence (PI-150 C), une fraction gazole (150-370 C), une fraction distillat
sous vide
(DSV(T3), 370-550 C) et une fraction résiduelle (RSV(T3), 550 C).
Le tableau le donne colonne 5 les rendements et les principales
caractéristiques du DSV(T3)
produit et en colonne 4 celles du RSV(T3). La colonne 3 indique les
caractéristiques du
résidu atmosphérique hydrotraité (RA(T3)), c'est-à-dire le mélange de RSV(T3)
et de
DSV(T3).
1o Le tableau 2c donne colonne 1 les rendements et les principales
caractéristiques de l'essence
produite, et le tableau 3c donne colonne 1 les rendements et les principales
caractéristiques du
gazole produit.
On remarque que le niveau de conversion est plus élevé que dans l'exemple 2
(lit fixe) et
proche de celui de l'exemple 1 (lit bouillonnant), ce qui se traduit par un
faible rendement en
RSV(Sa) non converti.
Par ailleurs, les RA(T3) et RSV(T3) produits sont de meilleure qualité que
dans l'exemple 1
et sont même proches des qualités obtenues dans l'exemple 2.
En raison de ses caractéristiques (Carbone Conradson, métaux), le RA(T3)
hydrotraité peut
être envoyé dans une unité pilote de craquage catalytique de résidus de type
R2R comportant
des moyens de contrôle de la température du catalyseur.
Cette unité pilote simule une unité industrielle de craquage catalytique de
résidus en lit de
catalyseur fluidisé circulant de type R2R. Il a été vérifié que cette unité
pilote fournit des
résultats équivalents à ceux des unités industrielles R2R.
Le tableau le donne colonne 3 les caractéristiques de la fraction RA(T3), qui
forme la charge
que l'on envoie dans l'unité pilote de craquage catalytique de type R2R (deux
régénérateurs)
utilisant un catalyseur contenant 20% poids de zéolithe Y et 80% en poids
d'une matrice
silice-alumine. Cette charge préchauffée à 180 C est mise en contact en bas
d'un réacteur
pilote vertical avec un catalyseur régénéré chaud provenant d'un régénérateur
pilote. La
température d'entrée dans le réacteur du catalyseur est 780 C. Le rapport du
débit de
catalyseur sur le débit de charge est de 7. L'apport calorique du catalyseur à
780 C permet
la vaporisation de la charge et la réaction de craquage qui est endothermique.
Le temps de
séjour moyen du catalyseur dans la zone réactionnelle est d'environ 2
secondes. La pression
opératoire est 1,8 bar absolu. La température du catalyseur mesurée à la
sortie du réacteur en
lit fluidisé entraîné ascendant (riser) est 520 C. Les hydrocarbures craqués
et le catalyseur
sont séparés grâce à des cyclones situées dans une zone de désengagement
(strippeur) où le
4o catalyseur est strippé. Le catalyseur qui a été coké pendant la réaction et
strippé dans la zone
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19
de désengagement est ensuite envoyé dans le premier régénérateur. La teneur en
coke du
solide (delta coke) à l'entrée du premier régénérateur est de 1.35 %. Ce coke
est brûlé en
deux étapes par de l'air injecté dans chacun des régénérateurs. La combustion
très
exothermique élève la température du solide de 520 C à 780 C. Le catalyseur
régénéré et
chaud sort du régénérateur et est renvoyé en bas du réacteur.
Les hydrocarbures séparés du catalyseur sortent de la zone de désengagement ;
ils sont
refroidis par des échangeurs et envoyés dans une colonne de stabilisation qui
sépare les gaz et
les liquides. Le liquide (C5+) est également échantillonné puis il est
fractionné dans une
1o autre colonne afin de récupérer une fraction essence, une fraction gazole
et une fraction fuel
lourd ou slurry (370 C +). Les tableaux 2c colonne 2 (essence) et 3c colonne
2 (gazole)
donnent les rendements et les principales caractéristiques des produits
obtenus.
On mélange ensuite la fraction essence récupérée par distillation de
l'effluent de sortie de
l'hydrotraitement et la fraction essence récupérée à partir du produit issu du
craquage
catalytique et on fait de même avec les deux fractions gazole. Les tableaux 2c
colonne 3
(essence) et 3c colonne 3 (gazole) donnent les rendements totaux en essence et
en gazole ainsi
obtenu et les principales caractéristiques de ces produits.
Contrairement aux deux cas précédents, on constate des forts rendements à la
fois en essence
et en gazole, tout en ayant des qualités de produits comparables.
De plus, le RA(T3) hydrotraité possède des caractéristiques correctes en
termes de teneur en
insolubles selon la norme IP375 (0,15 %poids), ce qui rend possible sa
valorisation comme
fioul lourd sans fluxage complémentaire.
Ainsi, on voit que l'association de lits bouillonnants et de lits fixes en
série permet de
combiner l'avantage des deux technologies, c'est-à-dire l'obtention de forts
rendements à la
fois en essence et en gazole, tout en produisant un résidu stable qui peut
être une bonne
charge de craquage catalytique ou une base pour fioul lourd sans fluxage
complémentaire.
CA 02301985 2000-03-22
Tableau le
Coupe RSV(Sa) C5+ RA(T3) RSV(T3) DSV(T3)
Safaniya ex-Hoil + ex-Hoil + ex-Hoil + ex-Hoil +
HYVAHL HYVAHL HYVAHL HYVAHL
Rendement/RSV(Sa) 100,0 91,8 54,0 27,3 26,7
% masse
Densité 15/4 1,046 0,901 0,965 0,994 0,937
Soufre % masse 5,39 0,5 0,9 1,2 0,5
Carbone Conradson 24 6 9 18,6 0,1
Asphaltènes C7 14,5 2 3 6 0,01
% masse
NI+V m 213 9 15 30 < 1
insoluble IP375 0,15
(% poids)
Tableau 2c
Essence Essence Essence
ex-Hoil +HYVA ex R2R totale
Rendement/RSV(Sa) 8,5 23,2 31,7
% masse
Densité 15/4 0,720 0,746 0,739
Soufre % masse 0,01 0,021 0,018
Octane (RON+MON)/2 55 86 78
5 Tableau 3c
Gazole Gazole Gazole
ex-Hoil +HYVA ex R2R total
Rendement/RSV(Sa) 29,3 8,1 37,4
% masse
Densité 15/4 0,860 0,948 0,878
Soufre % masse 0,03 1,28 0,30
Cétane 42 20 37
