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CA 02439549 2003-08-29
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UTILISATION DE GAZ DE GISEMENT POUR LE PRERAFFINAGE DE PETROLE
CONVENTIONNEL FLUIDE
Domaine de l'invention
La présente invention concerne l'industrie du raffinage de pétrole, et
l'utilisation des résidus lourds
soufrés de raffinerie. Le pétrole est traditionnellement traité en raffinerie
de pétrole par un ensemble
d'opérations de fractionnement et de conversion chimique pour produire un
ensemble de produits
finaux commerciaux répondant à des normes ou spécifications techniques bien
précises, par exemple
des intervalles de distillation, des teneurs en soufre, des indices techniques
caractéristiques tels que
l'indice d'octane ou l'indice diesel, etc
Les principaux produits finaux commerciaux sont le naphta pétrochimique,
l'essence, le kérosène, le
gazole (appelé aussi carburant diesel), le fioul domestique, ainsi que
différentes catégories de fiouls
plus ou moins soufrés, de bitumes routiers, de gaz de pétrole liquéfiés, et
parfois d'autres produits:
huiles lubrifiantes, solvants, paraffine etc... Une raffinerie de pétrole
produit donc un nombre
relativement important de produits finaux commerciaux, à partir d'un certain
nombre de pétroles
bruts, choisis en fonction de leur composition et de leur prix.
L'évolution des marchés d'une part, notamment la concurrence croissante du gaz
naturel, et des
spécifications sur les rejets d'installations de combustion d'autre part
(rejets d'oxydes de soufre,
d'oxydes d'azote, de particules solides, notamment en Europe) conduisent à
pénaliser fortement les
débouchés de fiouls lourds soufrés, par exemple de fioul lourd à au plus 3.5 %
ou 4 % de soufre. Les
raffineurs sont donc confrontés à un problème technique très important, celui
de l'utilisation des
résidus soufrés de raffinerie, compte tenu des dispositions réglementaires. Ce
problème technique
n'est pas nouveau, et il est connu depuis plusieurs dizaines d'années que le
raffinage, en particulier le
raffinage européen, doit faire face à une tendance historique de réduction des
marchés de fioul lourd,
et notamment de fioul lourd soufré.
A titre indicatif, les résidus provenant du raffinage des pétroles du Moyen-
Orient, pétroles qui
constituent environ les deux tiers des réserves mondiales de pétrole
conventionnel, ont le plus souvent
plus de 3 % et même 4 % poids de soufre. Or les nouvelles normes des
installations de combustion en
Europe conduisent à limiter l'utilisation de fioul à seulement 1 % poids de
soufre s'il n'y a pas de
désulfuration des fumées.
Des travaux importants ont été menés pour résoudre ce problème d'utilisation
des résidus soufrés de
raffinerie
- une première voie est la mise au point de techniques performantes de
traitements des fumées
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la
provenant de la combustion de fioul soufré, avec élimination ou forte
réduction des oxydes de soufre,
d'oxyde d'azote, et des particules solides contenues dans les fumées de
combustion. Certaines
techniques peuvent permettre de limiter fortement les rejets et de respecter
la réglementation. Elles
permettent donc de conserver certains marchés au fioul lourd soufré, et
notamment d'utiliser ce type
de fioul pour la consommation interne en combustible de la raffinerie.
Malheureusement ces
techniques de traitement de fumées entraînent une complexification importante
des installations de
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combustion et sont très onéreuses. Les techniques les plus simples sont
insuffisantes pour satisfaire
les réglementations sur les rejets et posent un problème environnemental,
- une deuxième voie connue est la mise en oeuvre de procédés de désulfuration
avec souvent une
hydroconversion chimique des résidus soufrés, sous pression élevée d'hydrogène
(typiquement
environ 1,2 à 1,8 MPa de pression partielle H2), pour à la fois craquer
partiellement les résidus et
réduire leur teneur en soufre. Les procédés principaux sont des procédés
d'hydrotraitement ou d'
hydroconversion catalytique des résidus soufrés, effectués en lit fixe, ou en
lit mobile, ou en en lit
bouillonnant, ou en "slurry" selon le mode d'utilisation du catalyseur. Le mot
slurry, selon la
terminologie anglo-saxonne, désigne ici une suspension du résidu à traiter en
présence de fines
particules catalytiques de diamètre moyen typiquement inférieur à 100
micromètres, et en présence de
gaz riche en hydrogène. Des conditions opératoires et catalyseurs utilisables
pour ces procédés sont
décrits plus loin dans la présente description.
Cette voie de l'hydrodésulfuration et/ou de l'hydroconversion des résidus est
parfois appelée
hydrotraitement de résidus, ou de façon impropre hydrocraquage de résidus (le
terme hydrocraquage
devant être réservé à la conversion élevée de charges sensiblement sans
asphaltènes ou métaux sur
des catalyseurs particuliers, bifonctionnels), est une voie techniquement
performante vis à vis de la
désulfuration des résidus jusqu'à des niveaux de l'ordre de 1,5 % poids de
soufre dans le résidu final,
(ou même compris entre 0,5 et 1,25 % poids si l'on choisit des procédés et
conditions adaptées) ainsi
que de la conversion du résidu en produits distillables bouillant en dessous
de 565°C, cette
conversion pouvant être typiquement de 20 à 70 % si l'on recherche un résidu
final stable, ou alors
plus élevée et même de l'ordre de 95 % avec des procédés en slurry. Le
problème posé par ces
procédés est leur consommation énergétique élevée, lié en partie à
l'importante consommation
d'hydrogène. L'hydrogène produit typiquement en raffinerie par réformage de
naphta est en effet en
quantité insuffisante pour réaliser à la fois les hydrotraitements de
distillats (notamment kérosène et
gazole) et l'hydroconversion des résidus. La raffinerie doit donc produire la
quantité importante
d'hydrogène requise pour fhydroconversion de résidus. Deux procédés principaux
de production
d'hydrogène sont alors utilisables: l'oxydation partielle d'une partie des
résidus et le vaporéformage de
gaz naturel. L'oxydation partielle de résidus est un procédé onéreux et
conduit à rejeter à l'atmosphère
des quantités importantes de C02. Le vaporéformage de gaz naturel est un
procédé moins onéreux du
point de vue des investissements, mais utilise du gaz, matière première chère
sur la plupart des sites
de raffinerie. Le gaz distribué dans les réseaux nationaux est typiquement
composé de gaz naturel
acheminé par des gazoducs souvent longs de plusieurs milliers de km (par
exemple pour le gaz
provenant de Russie et distribué en Europe occidentale) et/ou provenant de gaz
naturel liquéfié
transporté par bateaux cryogéniques. Le gaz de réseau est donc un combustible
onéreux dont la
production et la distribution entraînent des dépenses énergétiques notables et
donc également des
rejets notables de C02.
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L'hydroconversion des résidus en raffinerie est par ailleurs difficile à
mettre en oeuvre pour la plupart
des raffineries de capacité faible ou moyenne, telle que de 3 à 8 millions de
tonnes par an de capacité
de raffinage de pétrole, car la quantité relativement limitée de résidus ne
permet pas des gains
d'investissement par effet de taille.
- La troisième voie d'utilisation des résidus soufrés de raffinerie est
d'exporter ces résidus sous forme
de fioul à haute teneur en soufre vers des pays du monde ou la réglementation
sur les rejets des
fumées d'installations de combustion est moins sévère. En dehors du fait que
ceci consiste à déplacer
une pollution environnementale et non à la réduire, la valorisation des
résidus par exportation est très
mauvaise du fait du rapport offre/demande défavorable. De plus, le transport
de fioul soufré est
réalisé dans des bateaux spécifiques avec maintien de la température à environ
70 °C pour que le fioul
puisse rester pompable et fluide. Ce transport est donc cher et induit des
consommations énergétiques
et rejets de C02 notables.
Les voies connues d'utilisation des rejets soufrés de raffinerie posent donc
des problèmes importants
du point de vue environnemental etJou exigent des techniques complexes et
onéreuses de traitement.
En dehors du problème d'utilisation des résidus soufrés, l'industrie du
raffinage est également
confrontée à un autre problème, celui de la quantité insuffisante de
distillats moyens (kérosène +
gazole) obtenus dans un schéma de raffinage classique, par rapport à
l'évolution du marché,
notamment en Europe. Aux Etats-Unis d'Amérique, les coupes les plus
recherchées sont typiquement
le kérosène et souvent des coupes de naphta adaptées à la production d'essence
par réformage
catalytique.
L'invention, selon différentes variantes et modes de réalisation, propose de
résoudre ou de réduire
l'importance de ces problèmes sous plusieurs aspects
l'un des objets de l'invention est de mettre en oeuvre une solution technique
permettant de réduire,
directement ou indirectement, les excédents de résidus soufrés de raffinage,
dans des conditions
technico-économiques favorables par rapport aux voies connues d'utilisation de
ces résidus.
Un autre objet de l'invention est de rendre une ou plusieurs raffineries
compatibles, directement ou
indirectement, avec une fraction plus grande du brut en place au niveau
mondial et donc d'accroître
l'accès à une quantité plus importante du pétrole qui sera extrait du sous-sol
terrestre ou sous-marin
dans les prochaines décennies.
Un autre objet de l'invention est de pouvoir accéder, directement ou
indirectement à des pétroles bruts
à de meilleurs coûts, de pétroles de qualités plus diversifiée, issus d'un
plus grand nombre de
gisements, par l'obtention de contrats d'approvisionnement régulier ou à long
terme etlou par
l'approvisionnement direct ou indirect de cargaisons ponctuelles. Un autre
but, lié à la diversification
des approvisionnements directs ou indirects, est d'améliorer le coût d'accès à
au moins certains
pétroles par le jeu de la concurrence entre les fournisseurs, et/ou de réduire
la dépendance relative par
rapport aux bruts légers peu soufrés de coût croissant.
Un autre objet de l'invention est de mettre en oeuvre une utilisation plus
rationnelle de l'énergie.
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Un autre objet de l'invention est de mettre en oeuvre une solution technique
permettant une réduction
globale des rejets de polluants et notamment de gaz à effet de serre, par
rapport aux voies alternatives
connues.
Un autre objet de l'invention est une solution technique qui peut bénéficier à
un grand nombre, voire à
toutes les raffineries de pétrole, quelle que soit leur capacité de raffinage,
et quelle que soit leur
niveau actuel d'excédent de résidus soufrés.
Un autre objet de l'invention est de permettre, directement ou indirectement
une augmentation de la
quantité de distillats moyens produits en raffinerie, et en particulier de
permettre une augmentation de
la quantité produite de bases de gazole à haut indice de cétane.
D'autres objets ou avantages de l'invention seront explicités ci-après.
Description de l'invention
Pour atteindre ces objectifs, l'invention propose d'utiliser du gaz de
gisement, en région de production
de ce gaz, ou du gaz de gisement épuré, pour notamment produire de l'hydrogène
afin de réaliser dans
une installation ( I ) un traitement de pétrole brut, ou d'une charge
d'hydrocarbures comprenant un
résidu de raffinage, par exemple d'une charge d'hydrocarbures comprenant un
pétrole brut et un résidu
de raffinage, ce traitement comprenant au moins une étape catalytique sur
catalyseur solide supporté,
d'hydrotraitement, ou d'hydroconversion, ou d'hydrocraquage d'une fraction au
moins de la charge
comprenant des composés de point d'ébullition supérieur à 343°C,
souvent de point d'ébullition
supérieur à 371°C et généralement des composés de point d'ébullition
supérieur à 565°C afin de
produire au moins un pétrole préraffiné PA. Le gaz de gisement, ou le gaz de
gisement épuré, peut
aussi être utilisé avantageusement comme gaz combustible dans l'installation
de traitement et/ou dans
l'installation de production d'hydrogène. De façon préférée, le traitement est
appliqué, ou appliqué
également à des fractions bouillant au dessus de 565 °C, en quantité
suffisante pour que le résidu sous
vide de PA soit en % poids notablement réduit par rapport à celui de la charge
et/ou du pétrole de
départ, par exemple réduit d'au moins 20 %, ou 30 %, ou au moins 40 %, ou bien
que ce résidu soit
notablement moins soufré, et ait une teneur en soufre réduite d'au moins 20 %,
ou 30 %, ou 40 %
voire plus. De préférence, PA n'a pas de résidu sous vide, ou comprend un
résidu sous vide
sensiblement sans asphaltènes et de teneur en soufre très basse, typiquement
inférieure à 0,4%, et
souvent à 500 ppm poids, ou 300 ppm poids voire moins.
Les gaz de gisement sont abondants dans de nombreuses régions du monde, et
notamment de régions
éloignées des grandes zones de consommation de gaz que sont l'Europe, les
Etats Unis d'Amérique
(hors Alaska) et le Japon. Dans des zones éloignées des lieux de consommation,
le gaz, lorsqu'il est
abondant, est disponible à des prix très bas, souvent trois, quatre, voire dix
fois plus faibles que dans
des zones de forte consommation. Ce coût très faible du gaz permet selon
l'invention, de produire de
l'hydrogène typiquement à bas coût, et d'utiliser cet hydrogène pour la
désulfuration etlou le craquage
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de fractions lourdes de pétrole, ou de résidus de raffinage. Il permet
également, par hydrotraitement à
sévérité notable ou par hydrocraquage de fractions lourdes particulières de
produire des distillats
moyens en quantité et en qualité supérieures (notamment indice ou nombre de
cétane) et de doper le
ou les pétroles issus du traitement en produits hautement valorisables,
notamment en kérosène, coupe
5 diesel à haut cétane, et éventuellement charge de réformage de bonne qualité
en vue de la production
d'essence.
Les traitements sous hydrogène précités conduisent typiquement à une réduction
notable de la
quantité de résidu sous vide soufré des effluents ou du résidu après raffinage
ultérieur, ou même, avec
certains traitements, à l'élimination complète des résidus à plus de 1 % poids
de soufre. Ils permettent
donc de résoudre les problèmes d'excédents de résidus soufrés de raffinage,
soit directement en les
retraitant pour les transformer au moins en partie en pétrole, soit
indirectement en produisant du
pétrole préraffiné typiquement à contenu réduit en résidu soufré. Ceci permet
donc, directement ou
indirectement, d'accroître les possibilités d'accès à des pétroles bruts de
qualité plus diversifiée,
correspondant à une proportion plus grande des réserves mondiales de pétrole
brut, et d'améliorer
ainsi les conditions d'achat de ces pétroles.
Etant installé sur un site distinct d'une raffinerie, le pétrole préraffiné
produit n'est pas lié à une
raffinerie particulière mais peut être envoyé dans des conditions de transport
sensiblement égales vers
différentes raffineries par exemple des raffineries européennes. Il peut donc
alimenter toutes les
raffineries, y compris les raffineries de capacités faibles ou moyennes, et
d'éviter à ces raffineries de
faire un traitement de résidus avec un facteur d'échelle défavorable.
Toutes ces améliorations sont obtenues en consommant du gaz, comprenant
généralement
principalement du méthane, dont la conversion pour la production d'hydrogène
émet beaucoup moins
de C02, gaz à effet de serre, que la production d'hydrogène par gazéification
de résidus. De plus, ce
gaz peut avantageusement, dans sa région de production, être acheminé par
canalisation, sans
liquéfaction préalable. Son utilisation sur un tel site plutôt que son
transport vers les pays
consommateurs souvent éloignés de 3000 km ou plus permet d'éviter des
consommations énergétiques
importantes telles que celles de stations de recompression, ou la liquéfaction
du gaz, son transport
cryogénique et la regazéification au terminal méthanier. L'utilisation du gaz
près de son gisement
permet, par rapport à la même utilisation (notamment fabrication d'hydrogène
pour le traitement de
résidus), d'avoir une gestion plus rationnelle de l'énergie et de réduire la
consommation énergétique et
les rejets de gaz à effet de serre.
L'invention est sous une forme générale applicable à tous types de pétroles
et/ou de résidus de
raffinerie. Le traitement peut comporter un rejet de carbone sous forme de
coke ou pas de rejet de
carbone. Cependant l'invention est de préférence utilisée avec un traitement
sans rejet de carbone,
selon plusieurs variantes caractéristiques permettant d'obtenir des avantages
notables vis à vis des
différents objectifs ou objets de l'invention précédemment cités. Les termes
utilisés (tels que: gaz de
gisement, rejet de carbone etc...) sont explicités plus loin dans la présente
description.
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L'utilisation de procédés d'hydrotraitement ou d'hydroconversion de pétrole
sur le site de production,
ou à proximité relative de ce site est déjà bien connue de l'état de la
technique dans le domaine de la
production de pétrole difficiles ou impossibles à transporter tels que des
bruts lourds, des bruts
bitumineux, etc... On peut notamment trouver de tels procédés dans les brevets
des Etats-Unis
d'Amérique: N° US 3 676 331, US 4 294 686, US 4 347 120, US 5 069 775.
Typiquement, les techniques et procédés de traitement de pétrole sur champ
visent un objectif
principal : rendre transportable un pétrole brut qui ne l'est pas, ou
difficilement. Le mot transportable
signifie ici transportable par "pipeline" selon la terminologie anglo-saxonne
qui signifie canalisation.
Certaines techniques visent à réaliser la transformation minimale (à coût
minimum) pour que le
pétrole traité soit simplement transportable en vue d'être raffiné dans des
raffineries spéciales.
D'autres techniques visent à obtenir une amélioration suffisante de la qualité
du pétrole pour qu'il
puisse être raffiné dans une raffinerie conventionnelle. On peut notamment
trouver une description
d'une réalisation d'un tel traitement de brut lourd au Venezuela dans la revue
"0i1 and Gas journal"
(journal sur le pétrole et le gaz), Éditeur Pennwell Corporation, Tulsa, USA,
du 16 juillet 2001, pages
52-55. Le traitement décrit est appliqué à un brut lourd visqueux. Il produit
du coke et un brut à basse
teneur en soufre sensiblement dépourvu d'asphaltènes, comprenant une coupe
diesel d'indice de
cétane inférieur à 42. Ce traitement est du type "à rejet de carbone" car il
co-produit du coke, en
quantité importante.
D'autres traitements connus comprennent une autre forme de rejet de carbone :
le rejet d'asphalte
(obtenu par désasphaltage de résidu sous vide), par combustion, notamment pour
la récupération
assistée du brut lourd, et/ou la production d'hydrogène par oxydation
partielle de l'asphalte.
Le brevet précité N° US 5,069,775 décrit par ailleurs un procédé
d'hydroconversion de pétrole brut
lourd visqueux, typiquement avec un catalyseur liquide comprenant du molybdène
en solution,
utilisant du gaz naturel pour produire de l'hydrogène, afin de produire un
brut fluide transporté vers
une raffinerie.
De façon typique, les procédés d' "upgrading" de pétrole brut (le mot
upgrading signifiant
amélioration de la qualité) reflètent la philosophie technique des producteurs
de pétrole : réaliser à
moindre coût la transformation minimale pour rendre le pétrole
a) transportable, et pouvant être raffiné dans une raffinerie spéciale,
b) éventuellement, pouvant être raffiné dans une raffinerie conventionnelle.
Les métiers du pétrole sont très compartimentés dans une compagnie pétrolière
: les personnes
chargées du raffinage ne s'occupent pas de production de pétrole ; de même les
producteurs de pétrole
sont directement concernés par le fait que leur produit soit transportable et
vendable à des raffineries,
mais ne sont pas impliqués dans le raffinage.
Il en résulte que l'intérêt des producteurs de pétrole pour l'upgrading" est
typiquement dirigé vers les
éléments qui jouent sur le prix du pétrole : la viscosité et le point
d'écoulement (qui conditionnent le
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transport), la densité (qui détermine la quantité produite en barils : le
pétrole est vendu en barils, pas
en tonnes) et la teneur en soufre qui induit des pénalités sur le prix.
Le pétrole est ainsi considéré comme une "substance globale" caractérisée par
sa viscosité, son point
d'écoulement, sa densité et sa teneur en soufre.
L'un des aspects spécifiques de l'invention est, selon différentes variantes,
d'utiliser des charges et/ou
étapes de traitement particulières pour atteindre des objectifs techniques
particuliers, relatifs non
seulement à la "substance pétrole" mais aussi à ses différentes fractions,
sous l'angle du raffinage.
L'invention peut ainsi mettre en oeuvre une ou plusieurs étapes catalytiques
utilisant certains procédés
bien connus de l'état de la technique
a) Les hydrotraitements (symboliquement désignés par le sigle HDT) de charges
sans asphaltènes
Les hydrotraitements de distillats hydrocarbonés ou d'huile désasphaltée
(charges sensiblement
dépourvues d'asphaltènes) sont des procédés bien connus de l'état de la
technique. Leur but principal
est l'élimination au moins partielle de composés indésirables, typiquement de
soufre, d'azote,
éventuellement de métaux tels que le fer, le nickel ou le vanadium, etc... Ils
sont aussi souvent
utilisés pour l'hydrogénation d'aromatiques, généralement simultanément avec
la désulfuration de la
charge.
Conventionnellement, pour celles parmi les charges précitées qui comprennent
des composés
bouillant au-dessus de 371°C, on appelle hydrotraitement un procédé
dont la conversion de ces
composés en composés de point d'ébullition inférieur à 371°C est
inférieure ou égale à 20 % poids.
Pour les procédés traitant les mêmes charges, mais avec une conversion
supérieure à 20 % poids, on
parlera d'hydroconversion ( symboliquement désignés par le sigle HDC), ou
d'hydrocraquage
(symboliquement noté HDK), ces procédés étant présentés ci-après.
Les procédés d'hydrotraitement fonctionnent sous pression d'hydrogène, et
utilisent des catalyseurs
solides supportés, typiquement des solides granulaires ou des extrudés de
dimension caractéristique
(diamètre pour des billes ou diamètre équivalent (correspondant à la même
section) pour des
extrudés) compris entre 0,4 et 5 mm, notamment entre 1 et 3 mm, Les conditions
opératoires, et en
particulier la vitesse spatiale (VVH) et le rapport molaire hydrogène sur
hydrocarbure (H2/HC)
varient selon les coupes traitées, les impuretés présentes et les
spécifications finales recherchées.
Des exemples types et non limitatifs de conditions opératoires sont donnés
dans le tableau suivant
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Point Vitesse PressionTempratureRapport Consommation
de
Coupe coupe spatialed'H2 dbut de H21HC d'H2
ptrolire (C) (h-1) (bar) cycle (Nm3/m3) (% masse)
(C)
Naphta 70-180 4-10 5-10 260-300 100 0,05-0,01
Krosne 160-2402-4 15-30 300-340 150 0,01-0,02
Diesel et 230-3711-3 20-40 320-350 150-300 0,3-0,8
Gasoil
Gasoil sous 371-5651-2 40-70 360-380 300-500 0,4-0,9
vide
Huile dsasphalte>565 0,5-1,5 50-110 360-380 500-1000 0,5-1
Les catalyseurs d'hydrotraitement comprennent typiquement un métal, ou composé
d'un métal du
groupe VIB et d'un métal ou composé d'un métal du groupe VIII, sur un support.
Les catalyseurs les plus courants sont composés d'un support oxyde et d'une
phase active sous la
forme de sulfure de molybdène ou de tungstène promu par le cobalt ou le
nickel. Les formules
communément employées sont les associations CoMo, NiMo et NiW pour la phase
active, et
l'alumine y de grande aire spécifique pour le support. Les teneurs en métaux
sont souvent de l'ordre de
9 à 15 % poids de molybdène et de 2,5 à 5 % poids de cobalt ou de nickel.
Certaines de ces formules catalytiques sont parfois dopées par le phosphore.
D'autres supports oxydes
sont employés tels que les oxydes mixtes de type silice-alumine ou titane-
alumine.
Ces supports sont typiquement de faible acidité, pour obtenir des durées de
cycle catalytique
acceptables.
Des exemples types de catalyseurs et d'hydrotraitement, notamment de coupes
diesel, gasoil ou gasoil
sous vide sont les catalyseurs HR448 et HR426 de la société française AXENS.
Lorsque des traces de métaux, notamment de nickel et de vanadium sont
présentes dans la charge, on
utilise avantageusement un support catalytique comprenant une porosité adaptée
au dépôt de ces
métaux.
Un exemple d'un tel catalyseur est le HMC 841 de la société AXENS.
Pour l'hydrotraitement d'une huile désasphaltée (DAO) comprenant des métaux,
on pourra par
exemple utiliser un premier lit avec un catalyseur HMC 841, pour la
démétallisation, puis un
deuxième lit de HR 448 pour la désulfuration et la déazotation.
b) Les procédés d'hydrocraduage (symboliquement désignés par le sicle HDK) de
charges sans
asphaltènes:
Les procédés d'hydrocraquage sont également des procédés bien connus de l'état
de la technique. Ils
s'appliquent exclusivement à des charges sensiblement exemptes d'asphaltènes
ou de métaux tels que
le nickel ou le vanadium.
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La charge d'hydrocraquage est typiquement composée de gasoil sous vide,
parfois additionnée de
gasoil et/ou d'huile désasphaltée (résidu sous vide désasphalté, typiquement
par un solvant du groupe
formé par le propane, le butane, le pentane et leurs mélanges, et de
préférence le propane et le
butane).
On peut également faire un hydrocraquage d'huile désasphaltée (souvent appelée
"DAO" pour
deasphalted oil selon la terminologie anglosaxonne, ce qui signifie huile
désasphaltée). La DAO doit
alors avoir une qualité suffisante : typiquement, une charge d'hydrocraquage
comprend moins de 400
ppm (parties par millions en poids) d'asphaltènes, de préférence moins de 200
ppm et de façon très
préférée moins de 100 ppm. Les teneurs en métaux (typiquement nickel+vanadium)
d'une charge
d'hydrocraquage sont typiquement inférieures à 10 ppm, de préférence
inférieures à 5 ppm, et de
façon très préférée inférieures à 3 ppm.
Conventionnellement, on considère qu'une charge est sensiblement sans
a~haltènes si son taux
d'asphaltènes est inférieur à 400 ppm.
Typiquement la charge d'hydrocraquage est d'abord préraffinée sur un
catalyseur d'hydrotraitement,
typiquement différent du catalyseur d'hydrocraquage. Ce catalyseur,
typiquement d'acidité inférieure
à celle du catalyseur d'hycrocraquage est choisi pour sensiblement éliminer
les métaux, réduire les
traces d'asphaltènes, et réduire l'azote organique, qui inhibe les réactions
d'hydrocraquage, jusqu'à une
valeur typiquement inférieure à 100 ppm, de préférence à 50 ppm et de façon
très préférée inférieure
à 20 ppm.
Les catalyseurs d'hydrocraquage sont typiquement des catalyseurs
bifonctionnels ayant une double
fonction : acide d'une part et hydrogénante/déshydrogénante d'autre part.
Typiquement, le support a une acidité relativement élevée telle que le rapport
d'activité hydrogénante
sur activité isomérisante H/A tel que défini dans le brevet français No 2 805
276 pages 1 ligne 24 à
page 3 ligne 5, est supérieur à 8, ou de préférence supérieur à 10 ou de façon
très préférée supérieure
à 12, ou même supérieur à 15. Typiquement, on réalise un hydrotraitement en
amont du réacteur ou
de la zone d'hydrocraquage avec un catalyseur d'hydrotraitement dont le
rapport HlA ,précité est
inférieur à 8, notamment inférieur à 7.
Les catalyseurs d'hydrocraquage comprennent typiquement au moins un métal ou
composé métallique
du groupe VIB (tel que Mo,W) et un métal ou composé métallique du groupe VIII
(tel que Ni...)
déposé sur un support. Le rapport atomique du métal du groupe VIII (MvIIi) sur
la somme des métaux
des groupes VIII et VI B, c'est-à-dire le rapport atomique Mv~II ~ (Mmn + Mm B
), notamment pour les
couples NiMo et NiW est souvent voisin de 0,25, par exemple compris entre 0,22
et 0, 28.
La teneur en métaux est souvent comprise entre 10 et 30% poids.
Le métal du groupe VIII peut également être un métal noble tel que du
palladium ou du platine, à des
teneurs de l'ordre de 0,5 à 1 % en masse.
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Le support acide peut comprendre une alumine dopée avec un halogène, ou une
silice-alumine ayant
une acidité suffisante, ou une zéolithe par exemple une zéolithe Y ou USY
désaluminisée, ayant
souvent une double distribution de pores avec un double réseau de porosité
comprenant notamment
des micropores de dimension comprise principalement entre 4 à 10 ä et des
mésopores de dimension
5 comprise principalement entre 60 et 500ä. Le rapport silice/alumine de la
structure de la zéolithe est
souvent compris entre 6,5 et 12.
A titre d'exemple, on peut utiliser un enchaînement hydrotraitement puis
hydrocraquage avec les
catalyseurs HR 448 (HDT) puis HYC 642 (HDK) commercialisés par la société
française AXENS. Si
la charge comprend des métaux, on pourra utiliser en amont de ces deux lits
catalytiques un lit de
10 catalyseur de démétallisation tel que le catalyseur HMC 841 également
commercialisé par la société
AXENS.
Des exemples de conditions opératoires pour l'hydrocraquage sont typiquement
- Vitesse spatiale VVH entre 0,3 et 2 h-~,
- Température entre 360 et 440 °C,
1 S - Recyclage d'hydrogène entre 400 et 2000 Nm3 par m3 de charge,
- La pression partielle d'hydrogène et la pression totale peuvent varier
notablement selon la charge et
la conversion recherchée. Par convention, une conversion supérieure ou égale à
20 % poids et
inférieure à 42 % poids correspond à un hydrocraquage doux (noté
symboliquement M-HDK); une
conversion supérieure ou égale à 42 % poids et inférieure à 60 % poids
correspond à un
hydrocraquage moyenne pression (noté symboliquement MP-HDK); une conversion
supérieure ou
égale à 60% poids (et typiquement inférieure à 95% poids correspond à un
hydrocraquage haute
pression (noté symboliquement HP-HDK).
Par définition, la conversion est celle des produits de température
d'ébullition supérieure à 371°C, en
produits bouillant en dessous de 371°C.
Typiquement, la pression partielle d'hydrogène est, selon les charges, souvent
comprise entre environ
2 MPa et 6 MPa pour l'hydrocraquage doux, entre environ 5 MPa et 10 MPa pour
l'hydrocraquage
moyenne pression, et entre environ 9 MPa et 17 MPa pour l'hydrocraquage haute
pression. La
pression totale est souvent comprise entre 2,6 et 8 MPa pour l'hydrocraquage
doux, entre environ 7 et
12 MPa pou l'hydrocraquage moyenne pression, et entre 12 et 20 MPa pour
l'hydrocraquage haute
pression.
Les procédés d'hydrocraquage sont typiquement opérés en lit fixe avec des
solides granulaires ou des
extrudés de dimension caractéristique (diamêtre pour des billes ou diamètre
équivalent
(correspondant à la même section) pour des extrudés) compris entre 0,4 et 5
mm, notamment entre 1
et 3 mm. On ne sortirait pas du cadre de l'invention si l'hydrocraquage était
réalisé en lit mobile (lit
granulaire de catalyseur typiquement sous forme d'extrudés ou de façon
préférée de billes, de
dimensions similaires à celles décrites pour un lit fixe.
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D'autres éléments techniques relatifs à l'hydrocraquage peuvent être trouvés
dans l'ouvrage de
référence: "Hydrocracking Science and Technology" (Science et Technologie de
l'hydrocraquage), J
Scherzer et A. J. Gruia, Éditeur Marcel Dekker, New-York.
c) Les procédés d'hydroconversion (symboliquement désirés par le sigle HDC)
d'une chape sans
asphaltènes (par exemple de type DAO) mais comprenant des quantités notables
de métaux (Ni, V):
On connaît de tels procédés permettant d'atteindre des conversions (avec la
même définition que pour
l'hydrocraquage) supérieures à 20% poids et souvent bien supérieures (par
exemple de 20 % à 50 %,
ou de 50 % à 85 % poids, par exemple des procédés en lit bouillonnant. Ces
procédés peuvent utiliser
des pressions partielles d'hydrogène variables, par exemple entre 4 et 12 MPa,
des températures entre
380 et 450°C, et un recyclage d'hydrogène compris par exemple entre 300
et 1000 Nm3 par m3 de
charge,
Les catalyseurs utilisés sont similaires ou de type voisin de celui des
catalyseurs d'hydrotraitement ou
d'hydroconversion de résidus, définis ci-après, et ont une porosité permettant
d'avoir une capacité
notable en démétallisation.
On peut par exemple utiliser un catalyseur du type HTS 358, commercialisé par
la société française
AXENS.
d) Les )~drotraitements de résidus (symboliquement désignés far le sigle RHDT)
ou
hydroconversions de résidus (symboliquement désignés par le sigle RHDC):
Les procédés d'hydrotraitement de résidus (et d'hydroconversion de résidus
sont des procédés bien
connus de l'état de la technique.
Les conditions opératoires de ces procédés sont typiquement: Vitesse spatiale
horaire (ou VVH)
comprise entre 0,1 et 0,5. Pression partielle H2 entre 1 et 1,7 MPa. Recyclage
d'hydrogène entre 600
et 1600 Nm3 par m3 de charge. Température entre 340 et 450 °C.
Les catalyseurs des procédés en lit fixe, mobile ou bouillonnant sont le plus
souvent des solides
macroscopiques supportés, par exemple des billes ou extrudés de diamètre moyen
compris entre 0,4
et 5 millimètres. Typiquement il s'agit de catalyseurs supportés comprenant un
métal ou composé
métallique du groupe VIB (Cr, Mo, W) et un métal ou composé métallique du
groupe VIII (Fe, Co,
Ni,...) sur un support minéral, par exemple des catalyseurs à base de cobalt
et molybdène sur
alumine, ou de nickel et molybdène sur alumine.
Pour un hydrotraitement ou une hydroconversion en lit fixe, on peut utiliser
par exemple un
catalyseur d'hydrodémétallisation HMC 841, puis des catalyseurs
d'hydroconversion et
hydrocraquage: HT 318, puis HT 328 commercialisés par la société française
AXENS.
Pour un lit bouillonnant, on peut utiliser un catalyseur de type HOC 458,
également commercialisés
par la société française AXENS.
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Les catalyseurs des procédés en slurry sont plus diversifiés et peuvent
comprendre des particules de
charbon ou de lignite broyé imprégné de sulfate de fer ou d'autres métaux, du
catalyseur
d'hydrotraitement usé broyé, des particules de sulfure de molybdène associé à
une matrice
hydrocarbonée, obtenues par décomposition in situ de précurseurs tel le
naphténate de molybdène
etc... Les dimensions des particules sont typiquement inférieures à 100
micromètres, voire beaucoup
plus faibles encore.
D'autres caractéristiques des procédés et catalyseurs d' hydroconversion de
résidus sont données dans
l'ouvrage général référencé A : "Raffinage et conversion des produits lourds
du pétrole", par JF Le
Page, SG Chaula, M Davidson, aux Editions Technip, Paris, 1990, dans les
chapitre 4 (Conversion
catalytique sous pression d'hydrogène), et chapitre 3 paragraphe 3.2.3. On
pourra également se référer
à l'ouvrage général référencé B : " livre 3: Procédés de transformation" de P
Leprince, dans la
collection "Le raffinage du pétrole" aux éditions Technip, Paris, 1998, dans
le chapitre 13
(hydroconversion des résidus), ainsi qu'à l'ouvrage général: "upgrading
petroleum residues and heavy
oils" qui signifie : améliorer la qualité de résidus pétroliers et d'huiles
lourdes, par Murray R. Gray,
éditeur Marcel Dekker inc. New York, au chapitre 5.
La production d'hydrogène à partir de gaz épuré par exemple par vaporéformage
sur catalyseur au
nickel puis conversion du CO à la vapeur puis purification est un procédé bien
connu, décrit dans
l'ouvrage référencé B précité, au chapitre 14, ou dans l'ouvrage de référence:
"The desulfurization of
heavy oils and residua" (La désulfuration d'huiles lourdes et de résidus), J
Speight, Editeur Marcel
Dekker, Inc. New-York.
Selon l'une des variantes préférées de l'invention, on utilise, en région de
production de gaz, un gaz de
gisement, ou un gaz de gisement épuré G de la façon suivante:
a) on convertit au moins une fraction G1 de ce gaz G, pour obtenir un courant
d'hydrogène (H2),
b) on sélectionne et approvisionne, par canalisation edou bateau pétrolier, un
pétrole brut
conventionnel P1 fluide et de point d'écoulement inférieur ou égal à - 10
°C,
c) on réalise dans une installation ( I ) de traitement d'hydrocarbures, un
traitement d'une charge
d'hydrocarbures comprenant du pétrole P1, seul ou mélangé avec d'autres
fractions, le traitement de
ce pétrole P1 étant réalisé sensiblement sans rejet de carbone, et comprenant
au moins une étape
catalytique sur catalyseur solide supporté d'hydrotraitement (HDT,RHDT) ou
d'hydroconversion
(HDC,RHDC) ou d'hydrocraquage (HDK) d'une fraction au moins du pétrole P1,
cette fraction
comprenant majoritairement des composés de point d'ébullition supérieur à
343°C, cette étape
utilisant une fraction au moins du courant H2,
pour produire au moins un pétrole préraffmé PA comprenant des composés issus
de cette étape, ce
pétrole P" étant destiné à être ramé dans une raffinerie distincte et distante
de (installation ( I ).
Un pétrole conventionnel fluide (défini plus loin dans la présente
description) a des caractéristiques
intrinsèques qui le classent dans la catégorie des pétroles facilement
transportables Sa viscosité est
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basse. Son point d'écoulement est inférieur à 0°C, souvent à -
10°C, souvent inférieur à - 12°C,
typiquement inférieur à - 14 °C ou parfois inférieur à - 16°C ou
à - 18°C, ou même à - 20°C.
Réaliser un traitement de préraffmage sur un tel pétrole, qui a déjâ été
transporté par canalisation
(comme un pétrole conventionnel, c'est-à-dire, selon l'invention, sans
dilution/séparation/recyclage
d'un diluant comme il est parfois pratiqué pour transporter des pétroles bruts
lourds ou huiles lourdes)
ou qui a été déjà transporté par bateau pétrolier, est étonnant car ce pétrole
peut être facilement
envoyé directement vers une raffinerie de pétrole. Si les techniques
d'upgrading de pétrole lourd
visqueux (ou de traitement de pétroles ayant des points d'écoulement
supérieurs à 0°C) peuvent
théoriquement être appliquées à un tel brut conventionnel, il n'y a pas de
motivation d'un tel
traitement par rapport à l'envoi direct de ce pétrole en raffinerie pour la
personne du métier de la
production de pétrole. La personne du métier de la production de pétrole
cherche en effet
typiquement à réaliser le traitement minimal pour que le pétrole soit
transportable et vendable.
Ceci peut être constaté à la lecture de différents brevets, et par exemple du
brevet précité No US 5
069 775. Le procédé décrit est dit applicable à des pétroles bruts pouvant
avoir une densité API
comprise entre - 5 et 35, ce qui inclut des pétroles relativement légers mais
ne dit pas que ces pétroles
comprennent des pétroles aisément transportables. On connaît en effet des
pétroles légers ayant une
densité API supérieure à 30 et qui ont un point d'écoulement à une température
positive qui peut
poser des problèmes notables de transport. A titre d'exemples, le pétrole
libyen " Es Sider" a une
densité API de 37 et un point d'écoulement de +7°C les pétroles bruts
du Gabon "Gamba" et "Mandji
blend" (Mélange Mandji) ont respectivement une densité API de 31,4 et 30,1
mais un point
d'écoulement respectivement de 32°C et 9°C; Au contraire, il est
indiqué dans le brevet précité que
le champ de l'invention est l'upgrading de bruts lourds visqueux, et que le
procédé est
particulièrement bien adapté au traitement de pétroles lourds et d'huiles
résiduaires. La première
revendication de ce brevet décrit un traitement "pour obtenir un pétrole
fluide puis transporter ce
pétrole dans une raffinerie au moins par un transport par une canalisation".
Le traitement n'est réalisé
que sur une fraction du pétrole initial, afin de réaliser un traitement
minimal suffisant pour assurer la
fluidité du pétrole de sortie. Seul le paramètre viscosité du pétrole produit
est mentionné, et la
composition du pétrole produit, ou les propriétés de ses fractions ne sont pas
mentionnées. Le
catalyseur utilisé est un additif liquide, pour minimiser le coût du
traitement (typiquement, de tels
procédés sont moins coûteux que les procédés utilisant des catalyseurs solides
macroscopiques
supportés, mais moins efficaces pour la désulfuration).
L'utilisation de méthane de basse valeur pour la production d'hydrogène est
mentionnée, mais
n'apparaît pas comme la motivation du traitement, mais simplement comme un
moyen technique
annexe utilisable avantageusement dans le contexte d'un projet de production
de pétrole difficile à
transporter. Ce brevet est assez caractéristique de la philosophie technique
et économique des
personnes de la production de pétrole qui cherchent à obtenir un pétrole
commercialisable, par des
moyens simples, d'investissement minimal, caractéristiques d'opérations sur
champ de pétrole.
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14
Par ailleurs, pour un pétrole conventionnel fluide et de bas point
d'écoulement, la logique technique
est de réaliser directement le ramage dans une raffinerie conventionnelle, et
non de "s'arrêter en
chemin" pour produire un pétrole intermédiaire devant être transporté à
nouveau pour être raffiné en
raffinerie de pétrole.
On a trouvé au contraire, selon l'invention, que le traitement d'un pétrole
conventionnel fluide,
transporté sans diluant présente, vis-à-vis des objectifs recherchés, des
avantages importants par
rapport à l'upgrading traditionnel d'un pétrole brut lourd difficilement
transportable:
- Par des simulations et modélisations d'installations pour différentes
charges et procédés de
traitement de résidus, on a trouvé de façon surprenante que, en vue de
produire une quantité donnée
de pétrole amélioré réduisant les excédents de fioul soufré lors du raffinage
ultérieur, l'investissement
nécessaire est notablement plus faible pour un brut conventionnel. Ceci
provient de différentes
raisons qui souvent se conjuguent:
- Les pétroles bruts lourds sont typiquement des pétroles bruts non matures
ayant des quantités de
résidu sous vide élevé et ont très généralement des teneurs en métaux (Ni, V)
très élevées qui
réduisent fortement l'activité des catalyseurs supportés.
- La composition typiquement très aromatique d'un pétrole brut lourd produit,
après hydroconversion
des fractions diesel d'indice de cétane assez bas typiquement inférieur à 49,
et souvent à 45 voire 42,
qu'il serait difficile et coûteux d'améliorer pour les transformer en bases de
carburant diesel.
De plus, les bruts lourds comprennent souvent un gasoil sous vide en quantité
limitée par rapport au
résidu sous vide. Or on a trouvé selon l'invention que la quantité de gasoil
sous vide, ou de gasoil
sous vide additionné d'huile désasphaltée était un paramètre important dans un
projet d'upgrading au
niveau technique et économique. Ces coupes désasphaltées sont en effet des
précurseurs de produits
hautement valorisables qui peuvent être convertis avec un investissement moins
élevé qu'un résidu
sous vide.
- Le taux d'asphaltènes du résidu sous vide, souvent très élevé avec les bruts
lourds est également
apparu comme un paramètre important, notamment vis-à-vis des schémas de
traitement possibles.
- Par ailleurs la production d'un brut lourd (typiquement produit à partir
d'un nombre élevé de puits
éloignés les uns des autres), et son acheminement vers l'installation de
traitement conduisent à des
investissements et des dépenses énergétiques élevées.
Typiquement, on sélectionne un pétrole brut conventionnel fluide selon
l'invention, qui a un rapport
massique J=(GO+VGO) / (GO+VGO+R) supérieur à 0,45, notamment supérieur à 0,50,
de façon
préférée supérieur à 0,54, ou même à 0,58 et de façon très préférée supérieur
à 0,62.
Conventionnellement, GO représente le pourcentage massique (chiffre compris
entre 0 et 100), par
rapport au pétrole, de la fraction du pétrole bouillant (selon la distillation
TBP, des points d'ébullition
vrais) entre 343 et 371°C. VGO représente le pourcentage massique de la
fraction du pétrole bouillant
entre 371°C et 565°C, et R est le pourcentage massique du résidu
sous vide (bouillant à une
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température supérieure ou égale à 565°C) dans ce pétrole. Le paramètre
J est un indicateur du
pourcentage des fractions lourdes qui n'est pas résiduelle.
Le paramètre H=VGO + R(100- 2xAs)/100, dans lequel As est le taux massique
(chiffre entre 0 et
100) d'asphaltènes dans le résidu sous vide est également important. Ce
paramètre est un indicateur de
5 la fraction lourde huileuse non asphalténique pouvant être valorisée plus
facilement. De préférence H
est supérieur à 35, notamment supérieur à 0,38, de façon préférée supérieur à
0,41 et de façon très
préférée supérieur à 0,45.
Le pétrole brut conventionnel fluide sélectionné a par ailleurs de préférence
un taux d'asphaltènes As
de son résidu sous vide inférieur à 11 % poids, ou à 10 % poids, ou inférieur
à 9 % poids, souvent
10 inférieur à 8 % poids et de façon très préférée inférieure à 7 % poids. Ce
taux est corrélé avec la
difficulté de traitement du résidu sous vide, liée à la quantité
d'asphaltènes.
Considérons le paramètre L= VGO + R(100- 2xAs)/100 x (lOlAs)"3 , dans lequel
As est le taux
massique d'asphaltènes du résidu sous vide (chiffre entre 0 et 100), en
prenant As = 6 si la valeur de
As est inférieure à 6. Ce paramètre est un indicateur corrigé du paramètre H.
15 L est de préférence supérieur à 0,33, ou à 0,35, ou à 0,37, ou à 0,39, ou à
0,41, ou à 0,43, ou à 0,45 ou
à 0,47.
Le taux d'asphaltènes du pétrole conventionnel fluide sélectionné lui-même (et
non plus son résidu)
est par ailleurs souvent inférieur à 5 % poids et de préférence à 3,3 %poids
et de façon très préférée
inférieur à 2,2 % poids.
De préférence, on choisit un pétrole P1 dont la quantité de métaux (Ni+V) dans
le résidu sous vide est
inférieure à 800 ppm poids, notamment à 700 ppm, ou à 550 ppm, ou à 400 ppm,
ou à 300 ppm, ou à
200 ppm et de préférence inférieure à 150 ppm ou même à 100 ppm, de façon très
préférée inférieure
à 80 ppm.
On décrit ci-après d'autres variantes de l'invention qui peuvent être
utilisées avantageusement avec
des pétroles conventionnels fluides, mais également avec tous autres types de
pétrole, incluant des
pétroles lourds, et également avec des résidus pétroliers.
Selon une autre variante de réalisation de l'invention, on réalise un
traitement comprenant
- une étape initiale comprenant un fractionnement, pour obtenir une fraction F
sensiblement exempte
d'asphaltènes et comprenant majoritairement des composés de point d'ébullition
supérieur à 371°C,
- au moins une étape d'hydroconversion (HDC) ou d'hydrocraquage (HDK) d'une
partie au moins de
la fraction F, avec une conversion des composés de point d'ébullition
supérieur à 371°C au moins
égale à 42 % poids, notamment supérieure à 48 % poids, souvent supérieure à 52
% poids et par
exemple supérieure à 60 % poids.
De façon préférée, on choisit une pression d'hydrocraquage suffisante (ce qui
augmente l'indice et le
nombre de cétane des distillats produits), l'on incorpore dans les fractions
composant le pétrole
préraffiné PA une fraction suffisante des effluents d'hydrocraquage, et
éventuellement on incorpore
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dans le pétrole PA une fraction diesel de distillation directe issue de P1,
après hydrotraitement (HDT)
à une pression suffisante, de telle sorte que le pétrole préraffiné P,,
comprend une fraction diesel
d'indice de cétane au moins égal à 48, ou 49, ou 50, souvent d'au moins 51 ou
même 52. De façon
préférée, notamment si le pétrole PA est destiné au marché européen, l'indice
de cétane de la fraction
diesel de ce pétrole peut être supérieur à 51 et par exemple compris entre 52
et 70.
Une telle utilisation d'un hydrocraquage, notamment d'un hydrocraquage à
moyenne ou haute pression
est étonnante dans un projet d'upgrading: Un hydrocraqueur est une unité "haut
de gamme", souvent
l'unité la plus coûteuse d'une raffinerie, que de nombreuses raffineries ne
peuvent acquérir. La
caractéristique de l'hydrocraquage est, en raffinerie, de produire des coupes
diesel et/ou kérosène
et/ou des bases d'huiles avec une très haute qualité. Ceci est typiquement
étranger à la philosophie
technique de l'upgrading selon l'art antérieur.
Variantes de traitement avec désasphaltage:
Selon une autre variante caractéristique pour la réalisation de l'invention,
on effectue une étape de
désasphaltage d'une partie au moins du résidu sous vide de la charge
hydrocarbonée ou du brut P1,
pour obtenir un courant d'huile désasphaltée DAO, ainsi qu'un courant
d'asphalte As, et l'on mélange
une partie au moins de ce courant As avec au moins un courant hydrocarboné de
mélange
typiquement issu directement de la charge ou après traitements) au moins en
partie, pour produire
(après séparation éventuelle de certaines fractions du mélange) un pétrole
reconstitué, ou pétrole
raffiné.
Selon une disposition particulière,
a) les conditions du mélange, et notamment la quantité relative du courant de
mélange par rapport à la
quantité d'asphalte As et la composition du courant de mélange, sont choisies
pour que le résidu sous
vide de ce pétrole reconstitué ou raffiné ait un taux d'asphaltènes
notablement supérieur à celui du
résidu sous vide alimentant l'unité de désasphaltage.
Le résidu sous vide du pétrole reconstitué peut avoir un taux d'asphaltènes
augmenté d'au moins 18 %
par rapport au taux d'asphaltènes du résidu sous vide envoyé au désasphaltage,
souvent augmenté d'au
moins 22 %, ou même d'au moins 26 %, de façon préférée d'au moins 30 % et de
façon très préférée
d'au moins 35 % par rapport au taux d'asphaltènes du résidu sous vide
intitial.
Typiquement, on choisit le pétrole brut A1 et/ou la charge hydrocarbonnée pour
que le taux
d'asphaltènes du résidu sous vide initial par exemple le résidu sous vide du
brut A1, ou celui de la
charge soit inférieur à 12 % poids, souvent à 11 % poids, de façon préférée à
10% poids ou à 8 %
poids et de façon très préférée à 7 % poids, par exemple compris entre 0,5 et
6, 5 % poids..
Le taux d'asphaltènes du résidu sous vide du brut reconstitué peut être selon
les cas, supérieur à 8 %
poids, généralement à 10 % poids, souvent à 11 % poids. De façon préférée il
est compris entre 12 %
poids et 25 % poids et de façon très préférée entre 13 % poids et 20 % poids.
On réalise ainsi une
concentration importante des asphaltènes, ce qui réduit le volume de résidu
soufré.
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Le résidu sous vide envoyé au désasphaltage peut comprendre des composés ayant
subi un craquage,
par exemple un craquage thermique sous pression d'hydrogène ou un
hydrotraitement. Typiquement,
de façon préférée, ce résidu sous vide est un résidu vierge, comprenant des
alphaltènes vierges,
n'ayant pas subi, pour sa plus grande partie au moins, ou en totalité,
d'opération de traitement
chimique ou de craquage antérieur.
Le courant de mélange peut comprendre avantageusement une fraction de teneur
en soufre
notablement réduit par rapport à celle de la DAO initiale, par exemple une
partie ou la totalité de la
DAO elle-même, après hydrotraitement ebou hydroconversion etJou hydrocraquage,
en lit fixe,
mobile, ou bouillonnant, comme décrit à propos de la figure 4. Il peut aussi
comprendre une partie du
résidu sous vide initial, ou un courant de pétrole brut (ou une fraction de
pétrole brut), notamment si
ce pétrole brut a un résidu sous vide dont la teneur asphaltènes est
inférieure à 11 %, ou 10 %, ou 9
%, ou de façon préférée 8 % et très préférée 7 %.Typiquement le ou les
courants de mélange
comprennent un résidu sous vide de teneur en soufre inférieure à 1.25% poids,
ou à 1% poids et de
préférence inférieure à 0,8 ou même à 0,6 % poids. Cette reconstitution d'un
pétrole avec
concentration d'asphaltènes peut être réalisée sur la totalité ou sur
seulement une fraction du résidu
sous vide de la charge ou du pétrole P 1.
Un tel schéma de traitement de résidu est décrit à la figure 4.
Selon une autre variante particulière selon l'invention, décrite à la figure
5, le traitement du résidu R
comprend le désasphaltage (SDA) d'une partie du résidu, l'hydrotraitement
(RHDT) ou
l'hydroconversion (RHDC) d'une autre partie du résidu, et le mélange d'une
partie au moins de
l'asphalte issu du désasphaltage, et d'une partie au moins de l'effluent
d'hydrotraitement ou
d'hydroconversion pour obtenir un brut préraffiné PB. Ce brut préraffiné peut
aussi comprendre une
partie du résidu initial etJou un autre brut ou une fraction d'un autre brut.
Ce schéma de traitement est
notamment intéressant lorsque le résidu sous vide initial, ou la fraction
résidu sous vide du résidu R a
une teneur en asphltènes relativement élevée telle que de 8 % poids à 20 %
poids, ou de 9 % poids à
18 % poids, notamment de 10 % poids à 18 % poids, ou de 11 % poids à 16 %
poids et typiquement
de 12 % poids à 16 % poids. Dans ce cas, une réduction d'asphaltènes par
hydroconversion permet de
pouvoir par ailleurs concentrer d'autres asphaltènes sans dépasser un taux
trop important. La
proportion de résidu hydroconverti est par exemple comprise entre 15 et 75 %
poids, souvent entre 20
et 65 % poids.
Selon une autre variante caractéristique de l'invention, l'installation (I) de
traitement d'hydrocarbures
selon l'invention produit au moins deux pétroles séparés PA et PB, typiquement
destinés à être envoyés
séparément vers une ou plusieurs raffineries de pétrole par canalisation et/ou
bateau pétrolier.
Généralement, ces deux pétroles sont destinés à être transportés séparément
par bateaux pétroliers sur
des distances excédant 1000 km, ou même 1500 km, et généralement vers des
raffineries différentes.
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Ceci permet, en utilisant des compositions différentes pour les deux pétroles,
d'améliorer leur
valorisation globale. Ainsi, par exemple, un pétrole riche en kérosène a
généralement une valorisation
élevée aux Etats-Unis d'Amérique ; un pétrole riche en coupe diesel à haut
indice ou nombre de
cétane a généralement une valorisation élevée en Europe, alors que cette
caractéristique est moins
importante aux Etats-Unis d'Amérique.
Un pétrole comprenant un résidu sous vide soufré en quantité notable est
généralement mieux
valorisé en Extrême-Orient qu'en Europe.
Typiquement, l'un des deux pétroles diffère de l'autre d'au moins 10 %,
souvent 15 %, et
généralement 20 % pour l'un au moins des paramètres suivants : pourcentage
poids de kérosène,
pourcentage poids de coupe diesel, pourcentage poids de Résidu sous vide ayant
plus de 1,25 % poids
de teneur en soufre.
Généralement, l'un des deux pétroles comprend une coupe diesel dont l'indice
de cétane CI est
supérieur d'au moins 2 points, souvent 3 points et généralement 4 points à
celui de l'autre pétrole.
- Selon un premier mode de réalisation, l'un des deux pétroles P,, est exempt
de résidu sous vide ayant
plus de 1,5 % poids de soufre, souvent exempt de résidu ayant plus de 1,25%
poids de soufre, ou
même plus de 1 % poids, ou de préférence plus de 0,8 % poids de soufre, alors
que l'autre pétrole PB
comprend un résidu sous vide de teneur en soufre SRB supérieure à 1,25 %
poids, et typiquement
supérieure à 1,5% poids. PA peut ainsi comprendre un résidu sous vide de
teneur en soufre inférieure
ou égale à 1 % poids.
- Selon un mode de réalisation particulier du mode précédent, le pétrole PA
est un pétrole
sensiblement dépourvu d'asphaltènes (moins de 400 ppm conventionnellement), ou
même de résidu
sous vide de température d'ébullition supérieure ou égale à 371 °C. Si
P,, comprend un résidu sous
vide, celui-ci est typiquement de teneur en soufre SRA inférieure à 0,4 %
poids, souvent inférieure à
0,2 % poids par exemple inférieure à 0,1 % poids ou même à 100 ppm poids.
Les rapports des pourcentages massiques des deux pétroles en Kérosène etlou
coupe diesel vérifient
alors souvent l'une ou plusieurs des inégalités suivantes
K > 1,1 (ou 1,15, ou 1,2, ou 1,3, ou 1,4)
KB
DA > 1,1 (ou 1,15 ou 1,2, ou 1,3, ou 1,4)
DB
CIA-CIB > 2 (ou 3, ou 4, ou 5),
dans lesquelles KA et KB désignent les pourcentages poids de kérosène dans les
pétroles P,, et PB, DA
et DB-les pourcentages poids de coupe diesel dans les pétrole PA et PB, et CIA
et CIB les indices de
cétane des coupes diesel des pétroles PA et PB.
Cette différence d'indice de cétane peut être obtenue en incorporant au brut
PA une plus grande
quantité relative de coupe diesel d'hydrocraquage, notamment d'hydrocraquage à
pression élevée,
lorsque l'installation (I) comprend un hydrocraqueur que. Elle peut également
être obtenue en
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incorporant au brut PA une coupe diesel hydrotraitée plus profondément par
exemple avec une vitesse
spatiale (VVH) plus faible ou une pression plus élevée. Le rapport massique
entre le pétrole PA et le
pétrole PB peut varier par exemple entre 0,6 et 6, souvent entre 1,2 et 5,
notamment entre 1,5 et 4,5.
Selon une autre variante caractéristique de (invention, la charge
hydrocarbonée de l'installation (I)
comprend un résidu de raffinage Ro> typiquement approvisionné par bateau
pétrolier et venant par
exemple de raffineries éloignées de plus de 1000 ou même 1500 km, par exemple
de raffineries,
excédentaires en fioul soufré, de la Communauté Economique Européenne.
Un tel résidu Ro comprend typiquement au moins 30 % poids, ou 40 % poids, ou
même 50 % poids
de résidu sous vide de raffinerie, de façon préférée de résidu sous vide
vierge, c'est à dire de résidu
sous vide de distillation directe. Un tel résidu, qui n'a pas été craqué dans
une unité de viscoréduction,
ou autre, est une meilleure charge pour une transformation au moins partielle
en pétrole selon
l'invention. Le transport d'un résidu de raffinerie dans une zone de
production de gaz, pour
transformer ce résidu en pétrole est une variante permettant de réduire
directement les excédents de
fioul soufré.
Le résidu Ro peut également comprendre des coupes aromatiques provenant d'une
unité de craquage
catalytique en lit fluide (souvent appelée FCC) de la raffinerie (bouillant
typiquement entre 220 et
550°C, notamment entre environ 220°C et 343°C (coupe
appelée LCO) ou entre environ 340°C et
550°C (coupe appelée HCO).
Le résidu peut aussi comprendre selon l'invention, un diluant léger tel que du
naphta ou du kérosène,
afin d'abaisser sa viscosité et de pouvoir le transporter dans un bateau
pétrolier conventionnel, sans.
nécessiter un chauffage ou maintien à une température supérieure à
40°C, ou même 30°C> de façon
préférée sans chauffage notable de ce résidu au cours de son transport, et de
façon très préférée sans
aucun chauffage.
Le résidu Ro peut notamment comprendre
- de 30 à 80 % poids, et souvent de 40 à 70 % poids de résidu sous vide de
distillation directe en
rafimerie,
- de 0 à 50 % poids, et souvent de 10 à 40 % poids de coupes aromatiques de
craquage catalytique
(LCO/HCO),
- de 0 à 30 % poids, et souvent de 5 à 20 % poids de diluant composé
typiquement par une coupe de
raffinerie bouillant en dessous de 340°C.
Les étapes catalytiques: HDT, HDC, HDK, RHDT, RHDC (incluant les variantes
d'hydrocraquage
doux, moyenne pression et haute pression) peuvent être mises en ceuvre, selon
l'une des variantes
préférées de l'invention, avec des catalyseurs solides supportés
macroscopiques, ce terme
s'appliquant, par convention selon l'invention, à des solides granulaires ou
des extrudés de dimension
caractéristique (diamètre pour des billes ou diamètre équivalent
(correspondant à la même section)
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pour des extrudés) compris entre 0,4 et 5 mm, notamment entre environ 0,8 et 3
mm. Ces catalyseurs
comprennent au moins un métal, ou composé d'un métal du groupe VIB (comprenant
le molybdène et
le tungstène) et au moins un métal ou composé d'un métal du groupe VIII
(comprenant le nickel).
Ceci exclut donc, pour cette variante, les catalyseurs utilisés en slurry qui
ont typiquement des
5 dimensions caractéristiques inférieures ou égales à environ 100 micromètres,
et qui souvent ne
comprennent pas l'association de métaux des groupes précités.
Les procédés de traitement de résidus (RHDT, RHDC) peuvent cependant étre
employés aussi bien
avec des catalyseurs solides supportés macroscopiques comprenant au moins un
métal, ou composé
d'un métal du groupe VIB et d'un métal ou composé d'un métal du groupe VIII,
que avec des
10 catalyseurs utilisés en slurry. Selon l'une des variantes préférées selon
l'invention, on utilise donc
exclusivement des catalyseurs solides de type macroscopique, comprenant au
moins un métal, ou
composé d'un métal du groupe VIB et au moins un métal ou composé d'un métal du
groupe VIII, qui
typiquement ont une meilleure activité en désulfuration que les catalyseurs
utilisés en slurry, et ne
posent pas de problèmes importants de teneur en solide dans le ou les pétroles
PA etJou PB produits
15 selon l'invention Par ailleurs ils produisent typiquement moins de gaz.
L'une des caractéristiques des
procédés en slurry est en effet de réaliser une conversion très poussée
(jusqu'à plus de 90%, ou 95%,
ou même 98% poids en composés distillables: distillat sous vide ou composés
plus légers) Le résidu
ultime est en effet instable, chargé en solides carbonés.
Selon une autre variante préférée de l'invention, la conversion des résidus
traités est cependant
20 réalisée à conversion très haute, dans la gamme [70%-98% poids], et de
préférence [80%-98% poids],
soit en lit bouillonnant suivi d'un désasphaltage, soit de préférence en
slurry, suivi éventuellement
d'un désasphaltage, notamment pour recycler le catalyseur avec l'asphalte.
Dans ces cas, le résidu
ultime est instable et est brûlé sur site, par exemple dans un
incinérateurlchaudière produisant de la
vapeur d'eau sous pression.
La conversion en slurry est alors intéressante car elle permet de minimiser le
résidu ultime par
l'emploi d'un très haut niveau de conversion.
Les différentes variantes de l'invention seront explicitées plus complètement
à partir des figures
annexëes:
- la figure 1 représente un exemple d'installation de traitement d'une charge
d'hydrocarbures pour
l'utilisation d'une charge d'hydrocarbures pour l'utilisation de gaz de
gisement épuré selon l'invention.
L'installation est alimentée par une charge C comprenant trois composantes :
un pétrole brut P1
alimenté par la ligne 1, typiquement un pétrole conventionnel fluide et
transportable ; un pétrole brut
P2, éventuellement conventionnel fluide et transportable, ou bien un pétrole
brut plus lourd, visqueux
etJou de point d'écoulement élevé, et donc difficilement ou non transportable
par une canalisation non
chauffée ; enfin, un résidu Ro de raffinerie alimenté par la ligne 3.
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Ces trois composantes de la charge sont traitées séparément ou en mélange dans
l'unité 100. Cette
unité est typiquement une distillation à pression sensiblement atmosphérique,
ou un fractionnement
plus sommaire (distillation simplifiée à nombre d'étages restreint). Selon une
variante, la charge C,
peut être précraquée, en totalité ou en partie (par exemple après élimination
de fractions légères),
dans l'unité 100. Ce craquage préalable peut comprendre
a) un craquage thermique sous pression d'hydrogène (procédé connu sous le nom
d'hydro-
viscoréduction), ou bien
b) un craquage en présence d'un diluant donneur d'hydrogène, typiquement
appelé DDH, et composé
typiquement d'une coupe aromatique préalablement hydrogénée, ou bien
c) une hydroconversion dans un réacteur en slurry.
La variante préférée, pour l'unité 100 est un simple fractionnement en deux
étapes, sans précraquage
distillation ou fractionnement simplifié en à pression sensiblement
atmosphérique, puis,
- distillation sous vide.
L'unité 100 produit typiquement
un gaz comprenant des hydrocarbures ayant de 1 à 4 atomes de carbone
typiquement traité en aval
pour récupérer des fractions liquides : propane et butane, évacué par la ligne
4 ; un naphta (N) évacué
par la ligne 5 ; une coupe kérosène/diesel (KID) évacuée par la ligne 6 ; une
coupe gasoil, ou gasoil
atmosphérique (GO) évacuée par la ligne 7 ; une coupe de gasoil sous vide
(VGO) évacuée par la
ligne 8 ; un résidu sous vide R1, évacué par la ligne 12 ; une coupe
aromatique (LCO/HCO)
provenant du résidu Ro, évacuée par la ligne 13.
Les coupes kérosène, diesel et gasoil atmosphérique (définies plus loin dans
la description, sont
hydrotraitées (HDT) dans l'unité 200. La coupe kérosèneJdiesel hydrotraitée
est évacuée par la ligne
201, une fraction pouvant être prélevée par ligne 202 pour être vendue comme
produit raffiné, par
exemple du gazole moteur.
La fraction de gasoil atmosphérique (GO), est évacuée après hydrotraitement
par la ligne 203, une
partie de ce gasoil hydrotraité pouvant être prélevé par la ligne 204 pour
être vendue comme fioul
domestique ou huile de chauffage. D'autres fractions peuvent également être
hydrotraitées dans l'unité
200, comme du naphta (N) alimenté par les lignes 9 puis 6, ou du gasoil sous
vide (VGO) alimenté
par la ligne 11. L'unité d'hydrotraitement (de distillats) 200 est par
ailleurs alimentée en hydrogène
par la ligne 502, cet hydrogène étant produit à partir de gaz de gisement (ou
de gaz de gisement
épuré). De façon générale, une unité d'hydrotraitement 200 peut comprendre des
hydrotraitements
communs, ou séparés, pour chacune des coupes traitées.
Sur la figure l, on a représenté deux lignes de sortie 201 et 203,
correspondant à deux
hydrotraitement séparés. On pourrait également hydrotraiter séparément le
kérosêne, pour notamment
vendre une fraction de ce kérosène comme produit raffiné, ou au contraire
hydrotraiter tous les
distillats en mélange dans une unité d'hydrotraitement commune.
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22
Le gasoil sous vide (VGO) est évacué de l'unité 100 par la ligne 8, et
alimente, au moins en partie,
l'unité 300 de traitement de distillats lourds. Cette unité peut aussi traiter
une fraction de gasoil
atmosphérique (GO) alimentée par les lignes 10 puis 8. Elle peut également
traiter une fraction d'huile
désasphaltée (DAO) alimentée par les lignes 401 puis 8. L'unité 300 peut être
une unité
d'hydrotraitement (HDT), ou, selon une variante préférée de (invention une
unité d'hydrocraquage
(HDK), selon l'une des variantes précitées.
De façon très avantageuse, un hydrotraitement (HDT) est réalisé préalablement
à l'hydrocraquage.
L'unité 300 est alimentée en hydrogène par la ligne 503, cet hydrogène étant
typiquement produit à
partir de gaz de gisement. Les effluents de l'unité 300 sont évacués par la
ligne 301.
Typiquement, lorsqû on utilise un hydrocraquage à pression suffisamment
élevée, telle que 8 MPa, ou
10 MPa ou de façon préférée 12 MPa, ou de façon très préférée 15 MPa, les
effluents de l'unité 300
comprennent une coupe diesel dont le nombre de cëtane et l'indice de cétane
sont supérieurs à 52,
souvent à 54, de façon préférée à 56, et très préférée à 60.
Le résidu R1, évacué de l'unité 100 par la ligne 12 alimente l'unité 400 de
traitement de résidus.
Typiquement, R1 est un résidu sous vide, ou un résidu comprenant du gasoil
sous vide (VGO) ou du
résidu atmosphérique. L'unité 400 est également (optionnellement) alimentée
par une coupe
aromatique provenant du résidu Ro de raffinerie. Cette coupe aromatique peut
comprendre
typiquement des coupes provenant d'une unité de craquage catalytique (appelée
FCC), telles que des
coupes bouillant dans le domaine du kérosène et du diesel, communément
appelées LCO, ou de gasoil
atmosphérique et sous vide de FCC, appelé HCO. Cette coupe peut également
comprendre un gasoil
de mauvaise qualité produit en raffinerie, par exemple une coupe bouillant
dans les mêmes domaines
de distillation que le LCO etJou le HCO, provenant d'une unité de cokéfaction.
L'unité 400 de
traitement de résidu peut comprendre un hydrotraitement de résidu (RHDT) ou
une hydroconversion
de résidu (RHDC), typiquement sous pression d'hydrogène élevée, par exemple
sous une pression
totale comprise entre 10 et 25 MPa.
L'hydrotraitement RHDT, ou l'hydroconversion catalytique de résidus RHDC, peut
être réalisé avec
un ou plusieurs réacteurs en lit fixe, mobile, bouillonnant, ou en slurry.
D'autres schémas de
traitement du résidu R1 sont indiqués dans les figures 2, 4 et S. L'unité 400
est également alimentée
par de l'hydrogène produit à partir de gaz de gisement, alimenté par la ligne
504. L'unité 400 produit
typiquement un courant effluent circulant dans la ligne 403. Elle peut
également produire un courant
d'huile désasphaltée (DAO) circulant dans la ligne 401, et un courant de coke,
ou d'asphalte
(notamment liquide) évacué par la ligne 402. Les variantes préférées de
l'invention ne produisent
cependant pas de coke, ou d'asphalte évacué en tant que tel (non mélangé dans
un pétrole, ou un
fioul).
Lorsqu'on utilise un hydrotraitement en lit bouillonnant, on limite souvent la
conversion en VGO et
produits plus légers dans la gamme 30 à 70 %, en ne dépassant pas le niveau de
conversion rendant le
résidu ultime instable. Les conditions opératoires (notamment pression
d'hydrogène, température), et
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le catalyseur peuvent être choisis pour que le résidu ultime ait moins de 1%
poids de soufre. On peut
cependant minimiser l'investissement en opérant à forte VVH (vitesse spatiale
horaire), si l'on
recherche à désulfurer le résidu ultime seulement à 2% poids de soufre.
Les distillats hydrotraités circulant dans les lignes 201 et 203 sont réunis
dans ligne 205, puis
mélangés, en partie au moins, avec les effluents de l'unité 300, circulant
dans la ligne 301, et
additionnés de naphta (N) alimenté par la ligne 5, avec également un appoint
de gaz, notamment
butane et propane pouvant se dissoudre dans les produits liquides plus lourds,
alimenté par les lignes
4 puis 5. Le mélange global forme alors un pétrole préraffiné sensiblement
sans asphaltènes PA. Les
effluents de l'unité 400, circulant dans la ligne 403, sont typiquement
additionnés d'un courant de
distillats hydrotraités circulant dans la ligne 206, et d'un courant de
naphtalourd circulant dans la
ligne 16 (produit dans l'unité 100, la sortie correspondante de l'unité 100
n'étant pas représentée sur la
figure 1 ).
Le résidu traité, dilué par ces fractions relativement légères constitue alors
un pétrole PB, résiduaire,
ou pétrole reconstitué, typiquement préraffiné lui aussi lorsqu'il comprend
des composés hydrotraités.
Optionnellement, le pétrole PA et le pétrole PA peuvent être éventuellement
mélangés grâce à la ligne
de raccordement 302.
L'installation de la figure 1 comprend également des lignes 14 et 15
d'évacuation respectivement de
gaz et de naphta (N), en vue de la vente de butane/propane et de naphta.
On a également représenté sur la figure 1 une unité 500 de production
d'hydrogène à partir de gaz de
gisement épuré alimenté par la ligne 501, fhydrogêne produit circulant dans
les lignes 502, 503, 504
pour alimenter respectivement les unités 200, 300 et 400.
L'unité 500 peut comprendre tout type connu de production d'hydrogène (par
exemple vaporéformage
+ conversion du CO à la vapeur d'eau + fractionnement par adsorption PSA, ou
tout autre mode de
production, comprenant par exemple une étape d'oxydation partielle ou
utilisant le procédé
autotherme).
Les figures 2 à 6 représentent des variantes d'installation ou de parties
d'installation selon l'invention
et utilisent les mêmes numérotations de lignes ou d'unités que celles de la
figure 1.
La figure 2 représente une installation de traitement d'hydrocarbures selon
l'invention avec un schéma
particulier de réalisation de l'unité 100 de traitement initial de la charge.
L'unité 100a est une unité de
fractionnement de type distillation dite atmosphérique, par exemple à une
pression de tête de colonne
comprise entre 0,105 et 0,18 MPa, à nombre d'étages de séparation de
préférence limité, par exemple
entre 2 et 10 plateaux théoriques ou même entre 2 et 6 plateaux théoriques. On
peut utiliser un
stripage à la vapeur important, supérieur par exemple à 40% poids ou 60% poids
ou même à 100%
poids par rapport au produit de fond de colonne, ce débit de stripage et la
température de fond de la
colonne 100a étant choisis pour obtenir au moins un distillat de point final
(ASTM) supérieur à
380°C, par exemple compris entre 390 et 470°C, notamment entre
400 et 460°C. Ce distillat
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comprend donc des fractions de type gasoil sous vide léger (LVGO) bouillant
entre 371 et 460°C, qui
peuvent étre évacuées par la ligne 6a, en mélange avec d'autres fractions
telles que kérosène (K),
diesel (D) et gasoil atmosphérique (GO). Le distillat global est alors
hydrotraité, de préférence en
mélange, dans l'unité 200. Le produit de fond de la colonne 100a circule dans
la ligne 12a, est
subdivisé entre une fraction alimentant une colonne de distillation sous vide
100b, et une fraction non
soumise à distillation sous vide, contournant l'unité 100b par la ligne 12b
pour être mélangée avec le
produit de fond de l'unité 100b (résidu sous vide). Le mélange R1 en
résultant, et comprenant
typiquement le résidu sous vide et une partie relativement lourde du gasoil
sous vide, est alors envoyé
vers l'unité 400. Typiquement, pour l'installation de la figure 2, l'unité 400
est une unité
d'hydroconversion en lit fixe, mobile, bouillonnant ou en slurry, et de
préférence une unité
d'hydroconversion en lits) fixes) ou bouillonnant(s). Le gasoil sous vide
relativement lourd séparé
en tête de colonne 100b est hydrodésulfuré puis hydrocraqué dans l'unité 300,
par exemple à moyenne
pression comprise entre 7 et 12 MPa, ou à plus haute pression comprise entre
12 et 20 MPa pour
obtenir une conversion en produits bouillant en dessous de 371°C
comprise entre 42 et 94 % poids
notamment entre 45 et 85% poids, et par exemple entre 50 à 80 % poids par
rapport à la charge
hydrocraquée. Selon une variante, tout le produit de fond de la colonne 100a
est envoyé vers la
distillation sous vide 100b. Selon une autre variante, de 10 à 90 % notamment
de 20 à 80 %, ou de 30
à 70 % et par exemple de 40 à 60 % poids du produit de fond de la colonne 100a
contourne la colonne
de distillation sous vide 100b. La distillation sous vide est alors alimentée
par le solde, soit de 10 à 90
%, 20 à 80 %, 30 à 70%, ou 40 à 60 % poids du produit de fond de la colonne
100a. L'installation de
la figure 2 permet d'ajuster la quantité de charge hydrocraquée à la quantité
nécessaire à un objectif
visé, par exemple la quantité de coupe diesel globale et/ou l'indice ou le
nombre de cétane minimum
recherché, en liaison avec les autres paramètres (niveau de conversion et
pression de l'hydrocraquage)
La figure 3 représente un exemple d'unité 300de traitement de gasoil sous vide
comprenant
- une unité 300a d'hydrocraquage (typiquement après hydrotraitement),
alimentée par la ligne 8a par
une charge comprenant un gasoil sous vide relativement léger (LVGO) ou un
mélange (LVGO +
VGO),
- une unité 300b d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage doux (conversion 20 à 42
% poids) d'une
charge alimentée par la ligne 8b, et comprenant un gasoil sous vide
relativement lourd (HVGO) ou
un mélange (HVGO + VGO), ces charges pouvant être additionnées d'huile
désasphaltée (DAO)
alimentée par la ligne 3l.La proportion de la charge globale de l'unité 300
qui alimente l'unité 300a
peut varier par exemple entre 20 et 80 % , ou entre 30 et 70 % poids. Les
unités 300a et 300b peuvent
également être alimentées avec la même charge, par exemple de VGO.
Les unités sont alimentées en hydrogène par les lignes 503a et 503b, et leurs
effluents circulent dans
les lignes 301a et 301b, pour par exemple être mélangées en aval et rentrer
dans la composition du
pétrole PA.
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Ce schéma permet de réserver à l'hydrocraquage une charge relativement légère
plus facile à
hydrocraquer, et de réaliser un hydrotraitement etlou un hydrocraquage modéré,
plus facile à obtenir,
sur la charge relativement lourde (qui peut avoir par exemple un point initial
(méthode ASTM) plus
élevé de 15 à 110 °C que celui de la charge relativement légère).
5 La figure 4 représente une association d'une variante d'unité 400 de
traitement d'un résidu R1,
comprenant une unité 400a de désasphaltage au solvant (propane, butane,
pentane, hexane ou l'un de
leurs mélanges, ou autre), avec une unité 300c de conversion de l'huile
désasphaltée produite (DAO).
De préférence, l'unité 300c réalise non seulement un hydrotraitement, mais
également une
hydroconversion de la charge de DAO, en lit fixe ou de préférence en lit
bouillonnant. Par exemple,
10 la conversion en produits bouillant en dessous de 371 °C peut être
comprise par exemple entre 30 et
80% poids, ou entre 40 et 70 % poids par rapport à la charge de DAO. Le
craquage peut être un
hydrocraquage (I~K) ou un hydrocraquage doux (M-HI~K), après hydrotraitement,
ou une
hydroconversion (HDC), par exemple en lit bouillonnant. Cette hydroconversion
peut être réalisée à
pression moyenne (par exemple entre environ 5 et 12 MPa). L'effluent
hydroconverti de l'unité 300c
15 circule dans les lignes 301c puis 303, pour être mélangé avec l'asphalte,
évacué de l'unité 400a par les
lignes 403a, puis 403. Une fraction du résidu initial R1 ( par exemple entre 5
et 50 % poids) peut
aussi contourner le désasphaltage par la lignel2d et être incorporé au
mélange. Une fraction de
l'effluent de l'unité 300c ( par exemple entre 5 et 60 % poids) peut également
être évacuée par la ligne
304, par exemple pour être incorporée au pétrole PA. La conversion notable de
la DAO conduit à
20 réduire la proportion d'huile non craquée dans le mélange final, et réalise
une concentration des
asphaltènes dans le résidu final (typiquement du pétrole PB), comme il a déjà
été dit, notamment pour
des résidus à teneur en asphaltènes modérée.
A titre d'exemple, on peut fractionner un brut arabe léger (ou tout autre brut
conventionnel), par
25 distillation "atmosphérique" puis sous vide, faire un désasphaltage au
pentane du résidu sous vide R1,
pour produire, par rapport à R1, typiquement environ 80% poids de DAO et 20%
poids d'asphalte As
dans le cas de l'arabe léger. On peut alors soumettre la DAO à une
hydroconversion HDC, ou un
hydrotraitement HDT assez poussé, sous pression d'hydrogène comprise par
exemple entre 7 et 14
MPa, pour rendre cette DAO compatible avec son alimentation ultérieure au
craquage catalytique
fluide (dans une raffinerie différente de l'installation selon l'invention).
De façon préférée, on soumet
cette DAO à un hydrocraquage doux (M-HDK, ou mild hydrocracking), sous une
pression
d'hydrogène similaire mais avec un catalyseur produisant un craquage modéré,
pour obtenir de 30 à
40% poids de conversion, principalement en coupes gasoil GO et kérosène K.
L'effluent de
fhydroconversion, ou de l' hydrotraitement, ou de l' hydrocraquage doux de la
DAO peut alors, en
partie ou en totalité, être mélangé avec l'asphalte As (de préférence maintenu
à chaud sous forme
liquide), ainsi qu'à d'autres fractions distillables: naphta, kérosène,
gasoil, distillat sous vide, issues du
fractionnement du brut de départ, ces fractions étant de préférence
hydrotraitées préalablement,
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notamment pour les fractions de type kérosène K ou plus lourdes, afin obtenir
un pétrole reconstitué
PB dont la fluidité est élevée, permettant son transport par canalisations non
chauffées (comme pour le
pétrole PA).
On peut également rechercher à diluer l'asphalte As non pas pour reconstituer
un pétrole PB, mais un
fuel, notamment un fuel HTS (à haute teneur en soufre, inférieure typiquement
à 3%, 3,5%, ou 4%
poids de soufre selon les normes nationales). Ce fuel HTS peut avantageusement
être utilisé
localement, en partie ou en totalité, comme fuel de soute pour les pétroliers
(bateaux).Dans ce cas, on
pourra mélanger l'asphalte As avec une quantité réduite de diluant, de
préférence désulfuré: On peut
utiliser une partie de la DAO hydrotraitée, ou de préférence de l'effluent
d'hydrocraquage doux (M-
HDK) de DAO, en particulier les fractions les plus légères produites (GO,
LVGO, VGO). On peut
aussi utiliser une partie ou une fraction légère d'un effluent
d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage
doux de VGO, ou d'un mélange VGO-DAO, en proportion quelconque. La proportion
de diluant par
rapport à l'asphalte As est généralement comprise entre 25% et 150% poids, et
choisie en fonction de
deux critères: la nécessité d'une viscosité acceptable pour le fuel (donc d'un
diluant suffisamment
fluide et en quantité suffisante), et la teneur en soufre recherchée pour le
fuel. Le fuel peut aussi être
obtenu par dilution de l'asphalte par une petite quantité de brut étêté. Le
fuel peut enfin avoir subi une
viscoréduction, ou hydroviscoréduction pour diminuer sa viscosité.
Dans cette variante de l'invention avec production de fuel, on produit donc un
pétrole blanc PA
typiquement désulfuré dans sa plus grande partie, et une petite quantité (par
exemple de 5 à 15%
poids) de fuel, dont la teneur en soufre est typiquement inférieure à celle du
résidu sous vide du brut
de départ. Les fractions VGO du brut initial peuvent typiquement être traitées
par HDT, M-HDK, ou
hydrocraquage à moyenne ou haute pression, avant d'être généralement
incorporées dans le pétrole
blanc PA, avec une partie au moins de la DAO après HDT ou M-HDK, des fractions
K et GO souvent
hydrotraitées, et des fractions naphta désulfurées ou non, toutes ces
fractions provenant du brut de
départ. La teneur en soufre du pétrole blanc PA peut être inférieure à 500 ppm
poids, ou même 150
ppm, voire 10 ppm.
Bien entendu, toutes les caractéristiques techniques décrites ci-dessus
peuvent être utilisées pour
produire non pas un fuel, mais un pétrole PB . De même, les productions de
[pétrole PA + pétrole PB ]
d'une part, ou de [pétrole PA + fuel] d'autre part n'empêchent pas la
production d'une certaine quantité
de produits raffinés, notamment naphta, essence, kérosène et /ou gazole. En
particulier, certains de
ces produits: kérosène et gazole peuvent être obtenus à partir d 'HDT de GO et
1 ou d'HDK ou MP-
HDK de VGO et / ou DAO. Les essences peuvent être obtenues à partir de
réformage ou
d'hydroisomérisation de naphta. Dans le cas du réformage, ceci permet de
produire une partie au
moins de l'hydrogène utilisé pour les unités sous H2 (HDT, HDK, etc...).
La figure 5 représente une unité de traitement de résidu comprenant également
une unité de
désasphaltage 400a, mais également une unité 400b d'hydrotraitement de résidus
(RHDT), ou
d'hydroconversion de résidus (RHDC). Une fraction du résidu R1 (par exemple
comprise entre 25 et
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75 % poids, ou entre 30 et 70 % poids) alimente l'unité 400b par la ligne 12e,
l'effluent étant évacué
par la ligne 403b. La fraction du résidu R1 alimentant l'unité 400a de
désasphaltage peut typiquement
être comprise entre 25 et ?5 % poids, ou entre 30 et 70 % poids. Une fraction
complémentaire,
typiquement comprise entre 0 et 50 % poids peut éventuellement contourner les
unités 400a et 400b.
Cette fraction peut aussi être nulle, tout le résidu R1 étant traité. Un
courant de diluant (par exemple
une partie ou la totalité de la DAO, après hydroconversion comme décrit à la
figure 4) peut être
incorporé à l'effluent global (de 403a, 403b, et partie éventuelle de R1 non
traitée) par la ligne 303.
Ce schéma de traitement est bien adapté à des résidus ayant un pourcentage
d'asphaltènes notable (par
exemple plus de 10 % poids), comme indiqué précédemment. Selon une variante,
la totalité du résidu
R1 alimente la section 400b; il n'y a alors plus de désasphaltage.
Typiquement, dans une installation ( I ) selon l'invention, les effluents de
chacune des unités 200,
300, 400 peuvent être évacués sans fractionnement ou avec un fractionnement
partiel. Par exemple,
des effluents d'hydrocraquage (unité 300, notamment de type M-HDK, MP-HDK, ou
HDK, de
préférence en simple passe, souvent à conversion modérée comprise entre 30 et
60% poids) peuvent
être évacués sans fractionnement de l'effluent d'hydrocraquage (ou seulement
un fractionnement d'une
partie du gasoil sous vide non converti, pour le recycler). On peut ne
réaliser qu'un stripage de l'H2S
produit. Pour l'unité 400, et la constitution du pétrole PB, on pourra
également, de préférence ne pas
séparer, ou seulement partiellement, souvent sans recycler de fractions. Si
l'on fait une
hydroconversion, on limitera de préférence la quantité de naphta léger en
sortie, pour améliorer la
stabilité des résidus hydroconvertis. Le rapport naphta légerl naphta lourd du
pétrole PB pourra
éventuellement être inférieur à 0,3, voire 0,2, voire 0,15.
De façon générale, quel que soit le traitement mis en oeuvre selon (invention,
on cherche à réaliser de
préférence une intégration thermique maximale, et à éviter le plus possible
les refroidissements puis
réchauffages intermédiaires de produits, et les stockages intermédiaires de
produits, entre les diverses
unités. Par exemple, si l'on utilise une installation du type de celle de la
figure 1, comprenant une
unité 100 de distillation initiale puis sous vide, une unité 200
d'hydrotraitement de distillats moyens,
une unité 300 d'hydrotraitement HDT ou d'hydrocraquage (M-HDK, MP-HDK, ou
HDK), une unité
400 d'hydroconversion de résidus, par exemple en lit bouillonnant ou en
slurry, on évitera de
préférence tout refroidissement intermédiaire, et tout stockage entre l'unité
100 d'une part, et les
unités 200, 300, et 400 d'autre part. On pourra cependant réaliser
éventuellement un refroidissement
limité des coupes produites par les colonnes de distillation de l'unité 100,
pour que les pompes
transférant ces coupes aux unités 200, 300, et 400, typiquement sous forte
pression d'hydrogène et
forte pression totale, opèrent à une température qui ne soit pas excessive,
par exemple entre 150 et
350 °C.
L'intégration thermique pourra éventuellement conduire à mettre en oeuvre un
train d'échange pour le
réchauffage du brut de départ à l'entrée de l'unité 100, en amont de la
colonne de distillation
atmosphérique ou du dessaleur éventuel, ce train d'échange permettant l'
échange de chaleur avec une
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partie ou la totalité des effluents des unités 200, 300, et 400. Ceci revient
à mettre en oeuvre un train
d'échange charge / effluent non pas principalement dans l'unité de
fractionnement 100, mais au niveau
de l'installation de traitement de brut entière. Ce type d'installation
thermiquement intégrée peut
également être mis en oeuvre avec tout type d'installation selon l'invention,
et est rendu possible par le
fait que ces installations sont beaucoup moins complexes qu'une raffinerie
complète, et permettent
donc une intégration plus poussée. Par exemple il est aussi applicable aux
variantes d'installation avec
désasphaltage, le brut d'entrée pouvant également échanger de la chaleur avec
une partie ou la totalité
des effluents des unités éventuelles d'HDT de GO, K, VGO, DAO (séparément ou
en mélange), et/ou
les unités éventuelles d'HI~K, M-HI~K, MP-I~K de VGO et/ou de DAO (séparément
ou en
mélange), et/ou les unités éventuelles d'RHDC de résidu. On cherchera aussi à
limiter les stockages
intermédiaires (par exemple seulement d'asphalte chaud liquide), ou à les
supprimer. De même, la
distillation sous vide sera de préférence rattachée sans refroidissement ni
stockage à la distillation
atmosphérique, qui effectuera typiquement un fractionnement sommaire
simplifié.
On pourra également mettre en aeuvre des installations de conception
simplifiée, en utilisant des
parties communes à plusieurs unités. On pourra notamment choisir des pressions
opératoires
identiques ou voisines pour une partie au moins ou la totalité des unités sous
pression d'hydrogène
telles que, éventuellement: HDT, HDK, M-HDK, MP-HDK, HDC ou RHDC de charges
GO, K,
VGO, DAO, ou Résidu (séparément ou en mélange), afm de pouvoir utiliser une
boucle d'hydrogène
commune pour plusieurs unités (2 ou plus), soit que l'hydrogène alimente ces
unités en parallèle, soit
qu'il les alimente en série. Cela permet d'avoir un compresseur commun pour
ces unités, et un système
commun de traitement de gaz de purge et/ou de lavage aux amines. A titre
d'exemple, on pourra
utiliser une unité IUT ou M-I~K de DAO avec une boucle d'hydrogène qui est
commune avec une
unité MP-HDK de VGO. On peut utiliser une boucle alimentant ces unités en
parallèle, la pression à
l'alimentation du compresseur étant par exemple d'environ 10 MPa. On peut
aussi utiliser l'hydrogène
en série dans les deux unités, les pressions dans les zones réactionnelles
correspondantes étant
décalées d'environ 1 à 3 MPa..
De façon similaire, on peut utiliser une boucle d'hydrogène commune, en
parallèle ou en série, pour
des unités d'HDK, par exemple de VGO, et d'hydroconversion de résidu RHDT, par
exemple en lit
bouillonnant ou slurry, avec des pressions dans la gamme d'environ 13 à 18
MPa.
Un autre type de simplification peut résulter d'un traitement en mélange, par
exemple HDT de K / GO
/ VGO en mélange.
La figure 6 représente un exemple de flux de charges et produits autour d'une
installation ( I ) pour
l'utilisation de gaz de gisement épuré selon l'invention. Cette installation
est alimentée par une charge
à trois composantes
- un pétrole P1 conventionnel fluide et de transportabilité élevée, alimenté
typiquement par bateau
pétrolier à partir d'une zone lointaine pouvant être distante de plus de 2000
km (par exemple importée
de l'un des pays ayant une côte dans le Golfe Arabo-Persique),
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- un pétrole P2 produit à proximité de l'installation ( I ), éventuellement un
pétrole lourd, visqueux,
difficilement transportable,
- un résidu Ro de raffinerie, provenant par exemple d'une raffinerie de
pétrole REF3 des Etats-Unis
d'Amérique ou typiquement d'un pays d' Europe appartenant à la Communauté
Européenne.
L'installation ( I ) peut produire des produits pétroliers raffinés PR1,...,
PRn (en quantité
généralement relativement limitée), pour un marché local ou régional. Elle
produit également, selon
l'invention au moins un pétrole préraffiné, tel notamment que le pétrole P,,,
pétrole préraffmé, non
résiduaire, de grande qualité et de valorisation élevée, qui peut être exporté
vers une raffinerie de
pétrole REF1, par exemple d'une raffinerie des Etats-Unis d'Amérique ou
typiquement d'un pays d'
Europe appartenant à la Communauté Européenne. Typiquement, ce pétrole est
destiné à une
raffinerie qui désire réduire sa production de fioul lourd. L'installation de
la figure 6 produit
également un pétrole PB, pétrole résiduaire, dont le résidu sous vide comprend
des asphaltènes et a
une teneur en soufre typiquement inférieure à celle du résidu de la charge de
départ, généralement
inférieure à 2 % poids, de façon préférée à 1 % poids et de façon très
préférée à 0,8 % poids. Cette
teneur en soufre du résidu sous vide de PB est typiquement supérieure à 0,52 %
poids et par exemple
comprise entre 0,52 et 0,75 % poids. Un tel pétrole peut être exporté et
trouver une valorisation
satisfaisante dans de nombreuses raffineries, par exemple une raffinerie des
Etats-Unis d'Amérique ou
d'un pays d'Europe appartenant à la Communauté Européenne ou d'un pays
d'Amérique du Sud.
Typiquement, ce pétrole est destiné à une raffinerie qui peut trouver un
débouché pour le fioul lourd
issu de son raffinage.
Avantageusement, les pétroles PA et PB sont de composition adaptée à une
valorisation maximale. Par
exemple le pétrole PA, s'il est exporté dans la Communauté Européenne, pourra
avoir une teneur
élevée en coupe diesel d'hydrocraquage (à très haut nombre et indice de
cétane, par exemple supérieur
ou égal à 54), alors que le pétrole PB, résiduaire, pourra, notamment s'il est
exporté vers les Etats unis
d'Amérique, avoir un nombre ou un indice de cétane inférieur. Sa teneur en
kérosène sera par contre
avantageusement plus élevée que celle du pétrole PA,
L'installation ( I ) de la figure 6 est avantageusement située sur un site ou
le gaz est abondant et à bas
coût, typiquement à proximité de gisements de gaz importants. Elle peut être
localisée en Australie,
en Malaisie, en Indonésie, ou en Afrique dans un pays relativement proche du
Golfe de Guinée (par
exemple l'Angola, le Gabon, le Nigeria), ou au Mexique, ou dans un pays
d'Amérique du Sud, ou par
exemple choisi dans les pays et territoires du groupe formé par l'Argentine,
le Brésil, la Colombie, le
Venezuela, et les îles situées à moins de 300 km de la côte continentale de
ces pays, par exemple
Trinité et Tobago. De façon avantageuse, l'installation peut être située non
loin de ressources en eau,
par exemple d'un fleuve, et prélever et consommer de l'eau, ce qui n'est pas
souvent possible dans de
nombreuses zones désertiques au Moyen-Orient (à titre indicatif il faut de
l'ordre de 4,5 tonnes d'eau
pour produire une tonne d'hydrogène par la voie vaporéformage). Elle peut
aussi, assez facilement
dans les pays et territoires précités, être installée dans une zone
relativement peuplée ce qui donne
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des débouchés locaux à certains produits (gasoil moteur, kérosène, et aussi
butane et propane qui sont
des produits transportables à coût relativement élevé.
Les pays et territoires précités sont typiquement considérés par de nombreux
investisseurs comme des
zones ou la sécurité des investissements est bonne, ce qui permet d'obtenir
des taux d'intérêt
5 satisfaisants pour les emprunts nécessaires à la construction d'une
installation selon l'invention, ce qui
est favorable à la rentabilité d'un projet. De plus, l'éloignement du site de
l'installation ( I ) des
grandes réserves pétrolières des différents pays du Golfe Arabo-Persique
efface les différences
techniques de distance pour les approvisionnements en provenance de ces pays,
réduit l'aspect
concurrentiel, plus important entre pays géographiquement très proches,
notamment en période de
10 quotas pétroliers, et permet d'accéder à tous les pétroles du Moyen-Orient
de façon égale sans
privilégier le pétrole d'un pays donné, ce qui améliore donc les conditions
d'accès à un nombre de
pétroles plus diversifié. Cet éloignement n'induit pas d'inconvénients
sensibles au niveau logistique
du transport de pétrole car ces pays et territoires précités sont très proches
de l'un au moins des deux
trajets maritimes: Golfe Arabo-Persique/Europe et Golfe Arabo-Persique/Etats-
Unis d'Amérique qui
15 sont les trajets des flux principaux du pétrole au niveau mondial. Les
différents pays ou territoires
précités sont par ailleurs, à l'échelle du monde, relativement peu éloignés du
Venezuela, pays dont il
est connu que les réserves en pétrole lourd sont considérables, ou ont accès à
des réserves pétrolières
propres. L'implantation d'une installation selon l'invention dans l'une des
zones précitées présente
donc, de façon très générale, un intérêt vis-à-vis d'un accès étendu à des
pétroles provenant de
20 réserves importantes et diversifiées. L'implantation d'une installation
dans l'une des zones précitées,
qui conduit à importer du pétrole venant d'un continent, à préraffiner ce
pétrole à proximité de, ou
"sur sa destination" vers l'une des grandes zones mondiales de consommation,
et à ré-exporter du
pétrole préraffiné vers les grandes zones mondiales de consommation situées
dans d'autres continents
présente donc un ensemble d'avantages étonnants.
25 L'invention peut aussi être mise en ceuvre avec une implantation de
l'installation de traitement
d'hydrocarbures dans le pays ou la région de production des pétroles bruts
(P1, P2) traités. On peut
par exemple traiter dans l'un des pays du groupe 1 suivant: (Arabie Saoudite,
Emirats Arabes Unis,
Irak, Iran, Koweit, Oman, Qatar) un ou plusieurs pétroles bruts produits dans
le même pays ou dans
l'un des pays du groupe précité Ces localisations dans des pays ou le gaz est
très abondant permettent
30 également d'exporter facilement un pétrole résiduaire (PB) vers l' Extrème-
Orient ou les débouchés
pour le fioul lourd sont relativement importants. On peut également traiter en
Alaska du pétrole
produit en Alaska, ou par exemple traiter dans l'un des pays du groupe suivant
(Canada, Etats-Unis
d'Amérique, Kazakhstan, Mexique, Russie, Venezuela) un ou plusieurs pétroles
de ce même pays.
Ces localisations ne pénalisent pas par des coûts de transport excessifs
l'approvisionnement d'un
résidu de raffinerie Ro provenant d'Europe, par exemple d'un des pays de la
Communauté
Européenne, ou des Etats-Unis d'Amérique. En effet il est possible pour les
résidus provenant de ces
pays, d'utiliser un bateau pétrolier avec une double utilisation
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31
- utilisation conventionnelle de ce bateau pétrolier pour le transport de
pétrole brut d'un pays A
producteur de pétrole vers un pays B consommateur de pétrole,
- utilisation du même bateau pétrolier, typiquement sur la route du retour,
pour transporter un résidu
de raffinerie (comprenant typiquement du résidu d'une ou plusieurs raffineries
du pays B), vers le
pays A ou vers un pays C proche de A (par exemple dans le cas ou A et C
appartiennent au groupe 1
précité. L'installation ( I ) selon l'invention est alors typiquement
installée dans le pays A ou C, de
préférence à proximité d'un port de déchargement du résidu transporté.
L'invention propose également un procédé de préraffinage d'un pétrole brut P1
pour l'utilisation de
gaz selon l'une quelconques des variantes précédemment décrites, et notamment
un procédé
comprenant:
- une étape de fractionnement initial d'un pétrole P1 pour la production
notamment d'une fraction F,
sensiblement exempte d'asphaltènes et comprenant majoritairement des composés
de point
d'ébullition supérieur à 371°C,
- une étape d'hydrocraquage de la plus grande partie au moins de cette
fraction F, sous une pression
totale d'au moins 7 MPa, de préférence entre 8 et 18 MPa, notamment entre 9 et
15 MPa,
- optionnellement, mais de préférence, un fractionnement incomplet des
effluents d'hydrocraquage
(c'est -à dire un fractionnement n'éliminant pas des effluents la totalité du
gasoil sous vide non
converti compris dans ces effluents), par exemple n'éliminant pas au moins 30%
poids, ou au moins
40 % poids et typiquement au moins 50% poids et le plus souvent 100% poids du
gasoil sous vide
non converti, ou de la fraction bouillat à une température supérieure ou égale
à 371 °C.
- optionnellement, l'ajout aux effluents d'hydrocraquage d'au moins une
fraction du pétrole Pl
exempte d'asphaltènes, en particulier une fraction de distillats moyens
hydrotraitée,
pour former un pétrole PA sensiblement sans asphaltènes comprenant une coupe
diesel d'indice de
cétane supérieur ou égal à S0.
L'invention concerne également tout pétrole préraffiné sensiblement sans
asphaltènes (PA,), et/ou tout
pétrole résiduaire (P$,) produit par une installation ( I ) selon l'invention,
ou par le procédé selon
l'invention ou selon l'utilisation de gaz correspondant à l'une quelconque des
variantes de l'invention
précédemment décrites.
L'invention concerne également toute fraction pétrolière ou produit raffiné
comprenant au moins une
fraction issue d'un pétrole (PA), ou (PB) produit par une installation ( I )
selon l'invention, ou par le
procédé selon l'invention ou selon l'utilisation de gaz correspondant à l'une
quelconque des variantes
de l'invention précédemment décrites.
L'invention concerne également un pétrole produit par l'installation ( I )
etlou un pétrole préraffiné PA,
lui aussi produit par ( I ), et/ou une charge d'alimentation d'une raffinerie
de pétrole et/ou une charge
d'alimentation d'une unité de distillation initiale de pétrole dans une
raffinerie de pétrole, cette charge
ayant des caractéristiques suivantes: (dans ce qui suit et jusqu'à la fin du
paragraphe, on appelle
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32
charge, l'une quelconque des charges précitées ci-dessus mais également un
pétrole ou pétrole raffiné
(PA) produit par une installation ( I ) selon l'invention, tels que précités)
- densité API comprise entre 40 et 64, ou entre 41 et 60, ou entre 42 et 54,
Typiquement, le Point éclair de la charge est inférieur à 58, ou même à 56, ou
à 54, ou à 52, ou à 50,
ou à 47, ou à 43, ou à 40, ou même plus bas, par exemple inférieur à 37, ou à
34, ou à 31, ou
éventuellement à 28°C. L'obtention d'un point d'éclair bas est aisée en
laissant ou incorporant dans la
charge des fractions légères telles que du naphta en quantité suffisante.
Le point initial (ASTM) de la charge est typiquement inférieur à 150
°C, notamment inférieur à
130°C, ou à 110°C, ou à 90°C, ou à 70°C, et peut
être inférieur à 60°C, ou même à 50°C. Le point
final (ASTM) de la charge est souvent supérieur à 350 °C, généralement
supérieur à 362°C, par
exemple supérieur à 373°C, notamment à 385°C, et typiquement
supérieur à 395°C, voire supérieur à
405°C, et même à 420°C.
Le pourcentage 10 % distillé (ASTM) de la charge peut par exemple être entre
50 et 110°C, ou entre
30 et 90°C, ou entre 70 et 170°C; Le pourcentage distillé 90%
distillé (ASTM) peut par exemple être
supérieur à 305°C, notamment supérieur à 315 °C, ou supérieur à
325°C, ou même compris entre 340
et 550°C, ou entre 300 et 500°C, ou entre 373 et 580°C.
Le pourcentage distillé à 285°C peut par
exemple être inférieur à 76 %, ou à 70 %.
Obtenir un point initial ou final plus ou moins élevé est facile pour l'homme
du métier, en incorporant
des quantités plus ou moins importante de naphta léger et/ou lourd et en
modulant, pour le point final,
la quantité de gasoil sous vide laissé dans PA. Les quantités de naphta
peuvent être augmentées si
nécessaire en réalisant un hydrocraquage de gasoil sous vide plus sévère. Des
fractions excédentaires
peuvent être incorporées dans un autre pétrole, PB, produit selon l'invention.
De même la personne du
métier sait adapter des pourcentages distillés, en incorporant ou éliminant
des coupes appropriées.
- Teneur en soufre comprise entre 4 ppm poids et 1 % poids ou entre 4 ppm
poids et 0,5 % poids ou
entre 4 et 800 ppm poids, notamment entre: 4 et 700 ppm, ou 4 et 600 ppm, ou 4
et 500 ppm, ou 4 et
400 ppm, ou 4 et 300 ppm, ou 4 et 200 ppm ou 4 et 100 ppm, ou 4 et 50 ppm, ou
4 et 30 ppm, ou 4 et
10 ppm, ou bien entre: 50 et 800 ppm poids, notamment entre 50 et 700 ppm, ou
50 et 600 ppm, ou 50
et 500 ppm, ou 50 et 400 ppm, ou 50 et 300 ppm, ou 50 et 200 ppm ou 50 et 100
ppm, ou bien entre:
100 et 800 ppm poids, notamment entre: 4 et 700 ppm, ou 4 et 600 ppm, ou 4 et
500 ppm, ou 4 et 400
ppm, ou 4 et 300 ppm, ou 4 et 200 ppm.
Typiquement, cette charge peut comprendre un taux d'asphaltènes inférieur à
0,5 % poids ou
inférieur à 0,1 % poids, ou inférieur à 0,05 % poids, ou inférieur à 300 ppm
poids, ou inférieur à 200
ppm poids, ou inférieur à 100 ppm poids, ou inférieur à 50 ppm poids, ou
inférieur à 30 ppm poids,
ou inférieur à 20 ppm poids, ou inférieur à 12 ppm poids, ou inférieur à 8 ppm
poids, ou inférieur à 5
ou inférieur à 3 ppm poids, ou inférieur à 2 ppm poids, ou inférieur à 1 ppm
poids.
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33
Le rapport atomique H/C de ces asphaltènes peut être compris notamment entre
0,96 et 1,2, ou entre
entre 1,0 et 1,2, ou entre 1,03 et 1,15. Le % poids de soufre de ces
asphaltènes peut être supérieur à
celui de la charge d'un facteur supérieur à 6, ou 10, ou 15, ou 15, ou 20
voire plus.
Cette charge peut également comprendre une fraction diesel d'indice de cétane
compris entre 45 et 70,
ou entre 52 et 70, ou entre 53 et 70, ou entre 54 et 70. Cette charge peut
également comprendre une
fraction diesel de nombre de cétane compris entre 47 et 73, ou entre 49 et 73,
ou entre 50 et 73, ou
entre 51 et 73, ou entre 52 et 73, ou entre 53 et 73, ou entre 54 et 73, ou
entre 55 et 73. Elle peut
également comprendre une fraction diesel ayant un taux d'aromatiques en %
poids, ou un % poids de
carbone aromatique compris entre 2 et 35 %, ou entre 2 et 25%, ou entre 2 et
15 %, ou entre 2 et 12
%, ou entre 2 et 8% poids. La teneur en soufre de cette fraction diesel peut
être comprise entre 2 ppm
poids et 1 % poids, ou entre 2ppm et 0,5 % poids, ou entre 2 ppm et 0,3 %
poids, ou entre 2 ppm et
0,1 % poids, ou entre2 ppm et 500 ppm, ou entre 2 et 300 ppm, ou entre 2 et
200 ppm ou entre 2 et
150 ppm ou entre 2 et 100 ppm, ou entre 2 et 70 ppm, ou entre 2 et 40 ppm, ou
entre 2 et 25 ppm, ou
entre 2 et 15 ppm, ou entre 2 et 10 ppm.
Cette charge peut comprendre également une fraction bouillant au dessus de 343
°C ou de 371 °C,
l'une ou l'autre de ces fractions pouvant avoir une densité inférieure à
0,900, ou inférieure à 0,890, ou
inférieure à 0,880, ou inférieure à 0,870, ou inférieure à 0,865, ou
inférieure à 0,86, et généralement
supérieure à 0,840. Le taux d'aromatiques en % poids, ou le % poids de carbone
aromatique de l'une
ou l'autre de ces fractions peut être compris entre 2 et 25 %, ou entre 2 et
20 %, ou entre 2 et 15 %, ou
entre 2 et 12 %, ou entre 2 et 8 % poids. La teneur en soufre de l'une ou
l'autre de ces fractions peut
être comprise entre 2 ppm poids et 1 % poids, ou entre 2ppm et 0,5 % poids, ou
entre 2 ppm et 0,3 %
poids, ou entre 2 ppm et 0,1 % poids, ou entre2 ppm et 500 ppm, ou entre 2 et
300 ppm, ou entre 2 et
200 ppm ou entre 2 et 150 ppm ou entre 2 et 100 ppm, ou entre 2 et 70 ppm, ou
entre 2 et 40 ppm, ou
entre 2 et 25 ppm, ou entre 2 et 15 ppm, ou entre 2 et 10 ppm.
La teneur de la charge en (nickel + vanadium) peut être par exemple inférieure
à 50 ppm poids, ou à
ppm, ou à 20 ppm, ou à 10 ppm, ou typiquement inférieure à 5 ppm, notamment à
3 ppm, et
souvent à 2 ppm et même 1 à ppm poids.
La teneur de la fraction de la charge bouillant au dessus de 565 °C en
(nickel + vanadium) peut être
par exemple inférieure à 20 ppm poids, ou à 10 ppm, ou typiquement inférieure
à 5 ppm, notamment à
30 3 ppm, et souvent à 2 ppm et même à 1 ppm poids.
Typiquement, le % poids d'oléfines de la charge est inférieur à 4% et
généralement inférieur à 1%.
L'indice d'octane Recherche est typiquement inférieur à 82, et même à 78 et
généralement inférieur à
75.
L'obtention de telles propriétés, utilisables conjointement lorsqu'elles ne
sont pas contradictoires, peut
être fait en traitant un pétrole tel que l'arabe léger, qui est conventionnel
et fluide et de bas point
d'écoulement selon l'invention, par hydrotraitement séparé du naphta, du
kérosène mélangé avec la
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coupe diesel et le gasoil, et en réalisant un hydrocraquage haute pression du
gasoil sous vide. Le
résidu peut être traité par hydrotraitement et incorporé au pétrole PB. On
peut obtenir:
- des coupes diesel à haut indice ou nombre de cétane en réalisant un
hydrotraitement poussé de la
coupe de distillation directe (VVH faible, Pression élevée) ed ou en réalisant
un hydrocraquage à plus
haute pression et conversion du gasoil sous vide. L'intensification de ces
opérations réduit aussi le
soufre. La personne du métier pourra sans difficulté moduler les différents
paramètres en jouant sur
plusieurs facteurs
- la possibilité d'éliminer certaines coupes sous forme de produits raffinés,
ou incorporés à un autre
pétrole PB.
- l'intensification ou la modération des opérations d'hydrotraitement et/ou
d'hydrocraquage
- le pourcentage de charge alimentée pour ces opérations,
- le contournement par une partie de la charge, non traitée. Ceci peut
notamment simuler une certaine
pollution lors d'un transfert du pétrole produit, par des traces d'autres
produits moins purs.
Les différents éléments décrits dans la présente description: variantes,
sélection de pétroles, choix de
paramètres et de propriétés de produits etc... peuvent, éventuellement, être
combinés entre eux et mis
en oeuvre selon l'invention; Toute combinaison de ces éléments fait donc
partie de la présente
demande.
Définitions et conventions selon l'invention/ Propriétés
- Par a~gisement, on entend tout gaz hydrocarboné provenant d'un ou plusieurs
gisements, la
production étant réalisée à terre et/ou en mer. Les gaz de gisement
comprennent les gaz provenant de
gisements de gaz naturel, de gaz associé à du pétrole, de gaz dits "à
condensas" (comprenant, outre
des hydrocarbures gazeux, des hydrocarbures liquides légers et des traces
d'hydrocarbures plus
lourds) ainsi que leurs mélanges, et de façon générale tout gaz issu de
gisements) sous terrains)
et/ou sous-marins) comprenant des quantités notables de méthane.
De tels gaz comprennent typiquement également des hydrocarbures à 2, 3 ou 4
atomes de carbone, et
généralement de petites quantités d'hydrocarbures supérieurs ayant de 5 à 20
atomes de carbone, voire
plus. Ils comprennent souvent des composés non hydrocarbonés tels que N2, COZ,
HZS et parfois des
gaz rares. L'utilisation de gaz de gisement pour la production d'hydrogène
exige donc dans les g
majorité des cas une purification préalable du gaz pour éliminer les composés
indésirables. La
purification du gaz peut comprendre par exemple des étapes de lavage aux
amines, de déshydratation,
de dégasolinage.
Les gaz de gisement sont abondants dans de nombreuses régions du monde, et
notamment dans des
régions éloignées des grandes zones de consommation de gaz que sont l'Europe,
les Etats Unis
d'Amérique hors Alaska, et le Japon.
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Par région de production de gaz, on entend la région autour d'un ou plusieurs
gisements de gaz
utilisés selon l'invention, après épuration, telle que tout point de la région
est situé à au plus 1200 km
d'un gisement ou d'un ensemble de gisements dont est issu au moins 70 % poids
du gaz épuré utilisé
selon l'invention. Typiquement, au moins 90 % poids et souvent la totalité du
gaz est produit à moins
5 de 1200 km de l'installation ( I ), généralement à moins de 1000 km et même
moins de 500 ou
typiquement km.
- Un pétrole pré raffiné (PA) ou un pétrole résiduaire (PRS, produit selon
l'une des variantes de
l'invention est, selon l'invention un mélange complexe d'hydrocarbures issu
d'une installation de
traitement d'hydrocarbures ( I ) selon l'invention, ce mélange étant de façon
caractéristique destiné à
10 être traité dans une (ou plusieurs raffineries) de pétrole, en alimentation
d'au moins une unité de
distillation initiale de pétrole (souvent appelée distillation atmosphérique
de pétrole).
Le pétrole préraffmé (P,,) comprend, selon l'invention, des composés ayant été
hydrotraités etlou
hydroconvertis et/ou hydrocraqués par l'une quelconque des variantes de
l'invention de l'installation
de traitement d'hydrocarbures selon l'invention. Le pétrole (P$) peut
éventuellement être un pétrole
15 exempt des composés précédents, par exemple un pétrole reconstitué
comprenant un résidu à taux
d'asphaltènes augmenté. Généralement, (PB) est également un pétrole préraffiné
au sens précisé
précédemment.
Selon l'invention, un pétrole (P" ou PB) produit selon l'invention est un
"produit final de l'installation
de traitement d'hydrocarbures ( I )", et non un produit intermédiaire
circulant à l'intérieur par exemple
20 d' une raffinerie de pétrole. Il est destiné à être raffiné, dans une ou
plusieurs raffineries de pétrole,
distincte(s), et distantes) conventionnellement du site de l'installation de
traitement d'hydrocarbures
( I) d'au moins 100 km (distance(s) évaluées) en prenant la plus petite
distance entre d'une part une
unité de distillation initiale de pétrole de la raffinerie considérée, et
d'autre part une unité de
traitement en présence d'hydrogène: HDT, HDC, HDK ou autre, de l'installation
de traitement
25 d'hydrocarbures). Souvent, le ou les pétroles produits, (PA etlou PB) sont
destinés à être pour une
partie au moins raffinés à de très grandes distances telles que 2000 km ou
plus, notamment sur un
autre continent, et transportés par bateau pétrolier, notamment par bateau
pétrolier de très gros
tonnage tel que d'au moins 150 000 tonnes de port en lourd, typiquement dans
une catégorie de bateau
transporteur de pétrole, ou de pétrole brut, selon la classification d'une
société de classification telle
30 que le bureau Véritas (France) ou l' "American Bureau of Shipping) (Bureau
Américain de la
Navigation).
Un pétrole (PA etlou PB) produit selon l'invention est par ailleurs un produit
préparé aux fins d'une
production et d'une commercialisation régulières et non pas un produit tel
qu'un produit transféré très
occasionnellement, par exemple un produit raffiné temporairement hors
spécifications, ou un produit
35 temporaire pendant des arrêts de fonctionnement de certaines unités dans
une raffinerie de pétrole. Il
est donc typiquement une charge normale d'alimentation d'une distillation
initiale de pétrole dans une
raffinerie de pétrole, ce type de charges étant typiquement traité par
campagnes.
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Typiquement, il n'est pas classifié comme produit pétrolier raffiné, au sens
des produits pétroliers
raffinés conventionnels du groupe formé par (les gaz de pétrole liquéfiés, les
essences, les solvants,
les carburants aviation tels par exemple le kérosène, le pétrole lampant, les
gazoles moteur, le fioul
domestique appelé éventuellement huile de chauffage, les fiouls pour bateaux,
les fiouls légers, les
fiouls lourds, les huiles lubrifiantes, les bitumes et bitumes fluxés), et
ceci typiquement selon la
classification d'une raffinerie raffinant ce pétrole, edou selon la
classification administrative du pays
ou est situé ( I ), edou celle d'un pays ou est déchargé ce pétrole pour être
raffiné, et/ou la
classification douanière du pays ou est situé ( I ), et/ou celle d'un pays ou
est déchargé ce pétrole pour
être raffiné. Au contraire, un pétrole selon l'invention est typiquement
classifié, selon l'une au moins,
ou plusieurs quelconques, ou chacune de ces autorités, en tant que pétrole, ou
pétrole brut, ou pétrole
synthétique, ou pétrole préraffiné, éventuellement "syncrude", traduit de
l'anglais par brut
synthétique, ce type de classification explicitant sa destination.
Un pétrole produit selon l'invention comprend généralement au moins trois
coupes, souvent quatre
coupes ou même cinq coupes du groupe formé par : le naphta léger, le naphta
lourd, le kérosène, le
gasoil, le gasoil sous vide, dans lequel, conventionnellement, selon
l'invention, on désigne des cou es
ou fractions d'une charge d'hydrocarbures ou d'un pétrole par leur intervalle
de distillation vraie
(TBP), borne inférieure comprise, borne supérieure non comprise, et dans
laquelle le naphta léger
désigne la coupe entre 28°C et 71°C, le naphta lourd désigne la
coupe entre 71°C et 160°C, le
kérosène désigne la coupe entre 165°C et 282°C le diesel désigne
la coupe entre 282°C et 343°C le
gasoil désigne la coupe entre 343°C et 371°C, le gasoil sous
vide désigne la coupe entre 371°C et
565°C, et le résidu sous vide la coupe bouillant à une température
supérieure ou égale à 565°C.
Typiquement un pétrole selon l'invention comprend au moins 1,5 % et souvent au
moins 3 % de son
poids total dans au moins 3, 4, ou S de ces coupes. Souvent un pétrole PA peut
avoir de 2 à 15 % poids
de naphta léger (ou de 3 à 12%), de S à 20 % de naphta lourd (ou de 6 à 17%),
de 6 à 24 % de
kérosène (ou de 8 à 21%), de 4 à 20 % de coupe diesel ou de (6 à 17%), de 1,5
à 10 % de gasoil, et de
2 à 28 % de gasoil sous vide et résidu sensiblement sans asphaltènes).
Cette définition de coupes ou fractions est applicable pour le calcul des
propriétés de fractions d'un
mélange complexe, telles que teneur en soufre, indice de cétane, taux
d'asphaltènes etc...
Les coupes décrites dans la description des variantes et des figures sont des
coupes de fractionnement
beaucoup moins tranché, et peuvent par exemple être définies par les valeurs
ASTM des températures
du point initial et final, et peuvent avoir un fractionnement assez grossier.
Un pétrole conventionnel fluide est selon l'invention un pétrole ayant
une densité API d'au moins 25,
- une viscosité à 2°C inférieure à 230 cs (centistokes), et à
15°C inférieure à 80 cs,
- un point d'écoulement inférieur à 0°C.
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Cette définition est restrictive. Il est possible de pomper des produits ayant
une viscosité de
1000 cs voire plus.
Cette définition est par exemple plus restrictive que les conditions
mentionnées dans l'ouvrage de
référence : "upgrading petroleum residues and heavy oils" qui signifie :
améliorer la qualité de résidus
pétroliers et d'huiles lourdes, par Murray R. Gray, éditeur Marcel Dekker inc.
New York, page 37
lignes 6 à 13 qui mentionne une condition pour pouvoir transporter par
canalisation et vendre des
produits sur le marché libre qui est la suivante : viscosité inférieure ou
égale à environ 250 cs à 2-3°C,
ou à environ 100 cs à 15°C.
Typiquement les viscosités d'un brut conventionnel fluide selon l'invention
sont, à d'autres
températures : inférieures à 35 cs à 38°C, et inférieures à 20 cs à
99°C. Généralement, le pétrole
conventionnel fluide sélectionné aura des viscosités encore plus basses, soit:
moins de (150 cs, 65 cs,
50 cs, 32 cs, 15 cs) respectivement à (2°C, 15°C, 21°C,
38°C, 99°C), ou même moins de (120 cs, 50
cs, 35 cs, 20 cs, 10 cs) pour les mêmes températures.
Les bruts lourds ont, selon une définition communément admise, et indiquée
comme une
classification reconnue dans l'ouvrage de référence précité ("upgrading..."),
page 2, une densité API
comprise entre 10 et 20. Ils ont par ailleurs une viscosité notablement plus
élevée que les valeurs
précitées, rendant leur transport très difficile sans diluant, ou même
impossible.
Typiquement, les pétroles conventionnels fluides sélectionnés comprennent au
moins 20 % poids,
souvent au moins 24 % poids, ou même 26 % poids de composés de température
d'ébullition
inférieure à 325°C. Leur résidu sous vide représente typiquement moins
de 36 % poids, souvent
moins de 34 % poids, notamment moins de 32 % poids par rapport au pétrole
conventionnel entier.
Selon l'invention, lorsqu'on sélectionne un pétrole conventionnel fluide, on
choisit typiquement un
pétrole dont les caractéristiques (viscosité et point d'écoulement) permettent
de le transporter
aisément dans sa région de production, en particulier dans des canalisations
conventionnelles non
chauffées. Le pétrole conventionnel fluide peut donc être acheminé par des
moyens conventionnels,
sans utiliser le procédé connu pour le transport de pétroles lourds :1'
utilisation d'une
dilutionlséparation du diluant à l'arrivée de la canalisation/recyclage du
diluant qui peut donc être
évitée.
Un pétrole conventionnel fluide selon l'invention est donc choisi, en fonction
du site d'installation de
traitement, pour être aisément transportable. Généralement, le pétrole
conventionnel fluide est produit
à partir d'un gisement sous-marin, ou terrestre, souvent en un point
d'altitude inférieure à 1000 m, et
acheminé vers l'installation de traitement (I) qui typiquement est située sur
un site terrestre, souvent
éloigné de plusieurs km, souvent de plusieurs dizaines de km, et parfois de
plusieurs centaines de km.
Le choix selon une variante préférée de l'invention d'un pétrole transportable
est donc important pour
limiter les investissements. Souvent, on choisit un pétrole qui a déjà été
transporté par canalisations
conventionnelles sur au moins 10 km pendant 2 ans ou plus, pour lequel il est
donc connu qu'il est
transportable.
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Conventionnellement, selon l'invention, un traitement avec reiet de carbone
est un traitement
comprenant
- soit une étape de cokéfaction de résidu en lit fluidisé ou en chambre,
produisant du coke solide,
- soit un procédé comprenant une pyrolyse de résidu sur un solide non
organique, à température
élevée supérieure à 500°C, formant du coke, sur ce solide, ce coke
étant typiquement brûlé,
- soit un procédé produisant de l'asphalte par désasphaltage de résidu, une
partie au moins de cet
asphalte étant alimentée à une unité d'oxydation partielle pour la production
d'hydrogène, ou bien
brûlée ou évacuée en tant qû asphalte, c'est à dire sans être incorporée à un
pétrole ou à un fioul.
Selon l'invention, on peut utiliser un rejet de carbone, par exemple de moins
de 10% poids de la
charge de ( I ). Mais typiquement, on n'utilise sensiblement pas de rejet de
carbone, c'est -à dire,
conventionnellement, moins de 2% poids de la charge, et de préférence aucun
rejet de carbone.
Conventionnellement, selon l'invention, on appelle rendement liquide du
traitement réalisé, le rapport
de la masse des composés de la charge d'hydrocarbures ayant au moins 3 atomes
de carbone, sur la
masse des composés compris dans les liquides hydrocarbonés produits par
l'installation ( I ), ayant
également au moins 3 atomes de carbone. Ce rapport est calculé en excluant le
contenu en soufre de
la charge et des produits de (installation.
Selon une variante préférée de l'invention, en excluant la gazéification et la
combustion d'asphalte et
l'évacuation d'asphalte, ainsi que tous les procédés formant du coke, les
rendements liquides peuvent
atteindre selon l'invention au moins 96 % poids, ou au moins 97 % poids au
moins 98 % poids ou au
moins 99 % poids, ou même au moins 100 %, si l'on incorpore plus d'hydrogène
que l'on ne perd de
composés légers (méthane + éthane). L'utilisation de catalyseurs
macroscopiques supportés, telle que
décrite précédemment (plutot que des additifs catalytiques liquides ou en
slurry) permet typiquement
de limiter, pour les opérations d'hydrocraquage, et d'hydroconversion de
résidus la production de gaz
(méthane éthane à moins de 0,8 % poids pour chaque étape, et même moins de 0,6
% poids. De
préférence on limite aussi la conversion des produits bouillant au dessus de
565°C ( par exemple à
moins de 70 % poids, ou moins de 65 % poids, ou moins de 60 % poids). Le
niveau de conversion est
typiquement choisi pour que le résidu non converti (bouillant au-dessus de
565°C) soit stable dans le
pétrole produit, par exemple PB. On peut utiliser un test de stabilité tel que
le test de filtration à chaud
de SHELL, ou un autre test connu de stabilité des fiouls ou résidus.
Les liquides produits par une installation ( I ) selon l'invention comprennent
un ou plusieurs pétroles
PA, PB, mais également des produits raffinés éventuels tels que du naphta, ou
du fioul, ou du kérosène.
Typiquement, les produits raffinés peuvent représenter de façon cumulée entre
0 et 92 % poids par
rapport à la totalité des produits liquides issus de l'installation ( I ),
notamment entre 0 et 85 % poids,
généralement entre 0 et 75 % poids, ou entre 0 et 60 % poids, par exemple
entre 0 et 50 % poids,
souvent entre 0 et 30 % poids, de préférence entre 0 et 20 %poids, et de façon
très préférée, moins de
10% poids et notamment 0 % (pas de produits raffinés).
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Le pétrole préraffiné peut être expédié vers une ou plusieurs raffineries de
pétrole, généralement seul,
ou mélangé avec d'autres pétroles naturels ou synthétiques.
Les différents paramètres caractérisant des propriétés d'un pétrole ou d'un
produit raffiné ou d'une
fraction pétrolière peuvent être mesurés par l'homme du métier spécialiste des
analyses selon la
méthode la mieux appropriée. il peut également utiliser ou sélectionner l'une
des méthodes suivantes
dans la mesure ou elle est adaptée à la mesure du paramètre concerné, soit
directement, soit en diluant
le produit, ou éventuellement en utilisant des techniques annexes permettant
d'utiliser l'une de ces
méthodes. Si une des méthodes décrites n'est pas appropriée, ou si plusieurs
méthodes sont possibles
et donnent des résultats différents, l'homme des analyses pourra sélectionner
la méthode ASTM
correspondant aux spécifications du produit concerné, ou la mieux appropriée.
L'ASTM est l'
"American Society for Testing and Materials" (ou Société Américaine pour les
Tests et les
Matériaux).
Mthode de mesure Autres) mthodes)
Grandeur mesure normalise utilisablenormalise utilisable
selon selon
l'invention l'invention ou
mthode
quivalente
Teneur en soufre: 1P 61/99 1P 336/95
ptrole, rsidu, VGO IP 242/83
Teneur en soufre: Diesel/gasoil/V60IP 243/94 ISO 4260 : 1987
aprs I-IDT ou 1-IDC ou HDK
Viscosit cinmatique (ptrole)IP 71, section 1/97D 445-97
Densit (g/cm') et densit ASTM D 1298-85
API
Point de conglation (ptrole)IP 15/95 D 97-96a
Indice de ctane (dieseUgasoil)IP 380/98 ISO 4264 : 1995
ASTM D 4737-96a
Nombre de ctane (diesel/gasoil)IP 41/99 ASTM D 613-95
Distillation ASTM (point ASTM D 86
initial, final et
% distills)
Tension vapeur REID D 323
Teneur en Asphaltnes IP 143/01 ASTM D 6560
Teneur en mtaux Ni + V IP 433/2000 IP 285/79
Teneuren hydrogne D 1018
Teneur en aromatiques ou IP 391/01 1P 392
en carbone
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aromatique
Pntrabilit aiguille ASTM DS
Distillation sous pression ASTM D1189
rduite
Point clair, si > 40 ASTM D 93 D 56
Point clair, si <40 IP 170/99 D 56
