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ENCHAINEMENT INTEGRE DE PROCEDES D'EXTRACTION ET DE TRAITEMENT D'UN
BRUT EXTRA LOURD OU BITUMEUX
L'invention porte sur un procédé de préparation de brut de synthèse à partir
d'un gisement
de brut lourd ou brut bitumeux. Plus particulièrement, elle porte sur un
enchaînement intégré
d'un procédé d'extraction de brut lourd et d'un procédé de traitement de ce
brut lourd extrait
permettant de minimiser l'apport énergétique externe tout en fournissant un
brut de synthèse
de qualité très satisfaisante.
La présente invention est relative aux bruts extra-lourds ou bitumeux,
désignés
également dans la présente demande par bruts lourds ou bitumes. Ces bruts
extra-lourds
représentent des ressources considérables qui de plus en plus sont et seront
exploitées.
Cependant ces bruts présentent des propriétés physiques notamment une
viscosité et une
densité très élevées, qui rendent leur extraction, leur production, leur
transport et leur
traitement difficiles.
De tels bruts ne peuvent donc pas être extraits par des méthodes classiques.
Des méthodes d'extraction spécifiques à ce type de brut se sont donc
développées.
L'une adaptée aux gisements de surface ou peu profonds, dite méthode
d'extraction minière,
consiste à mélanger du sable au brut à extraire et à extraire le mélange de
sable et de brut
de manière mécanique. Ce mélange est alors lavé, séparé et les coupes les plus
légères
sont ensuite valorisées.
Pour les gisements plus profonds, cette méthode est inadaptée et il est
nécessaire
d'assister la production sur site afin de les rendre mobiles c'est-à-dire afin
de diminuer leur
viscosité pour rendre leur extraction possible.
Afin de diminuer la viscosité, le sol est réchauffé par injection de vapeur et
le brut
ainsi rendu mobile peut être extrait. Ces méthodes dites de production
assistée par injection
de vapeur (ou selon la terminologie anglo-saxonne "steam assisted gravity
drainage
(SAGD) ) ou de production assistée par injection cyclique de vapeur (ou selon
la
terminologie anglo-saxonne "cyclic steam stimulation (CSS)") ont été décrites
dans US 4 344
485, US 4 850 429 et US 5 318 124. Ces méthodes bien que largement répandues,
présentent l'inconvénient majeur de consommer des quantités très importantes
de gaz
naturel requis pour produire de la vapeur d'eau injectée. Leur rentabilité est
donc fortement
dépendante du prix du gaz naturel.
Par ailleurs, les bruts ainsi extraits sont fortement chargés en asphtaltènes
et
hétéroatomes (S, N, 0, V, Ni, ...). Ils doivent donc être traités pour donner
des bruts de
synthèse de qualité satisfaisante, c'est-à-dire présentant une viscosité et
une densité
permettant leur transport par pipeline, et une faible teneur en soufre et
autres hétéroatomes.
Les étapes de valorisation sont elles aussi très consommatrices de gaz
naturel, qui est
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notamment nécessaire à la production d'hydrogène par vaporeformage de gaz
naturel ou
méthane (steam methane reforming selon la terminologie anglo-saxonne).
Afin de minimiser cette dépendance vis-à-vis du gaz naturel, il a été proposé
dans le
brevet US 4 399 314 une méthode dans laquelle un bitume provenant d'un sable
bitumeux
subit une hydroconversion, le résidu d'hydroconversion est gazéifié avec de
l'oxygène afin
de produire un gaz de synthèse à partir duquel de l'hydrogène est produit pour
l'étape
d'hydroconversion.
Le brevet US 6 357 526 propose d'effectuer un désasphaltage pour récupérer un
brut
désasphalté qui constitue le brut de synthèse et l'asphalte est brûlé pour
générer de la
vapeur d'eau qui est utilisée dans le procédé d'extraction SAGD. Cependant, le
brut de
synthèse obtenu n'est pas de bonne qualité car il contient encore beaucoup de
contaminants
tels que le soufre, l'azote et les métaux.
Il existe donc un réel besoin en un procédé de préparation de brut de synthèse
à
partir d'un gisement de brut extra-lourd ou bitumeux qui permette l'obtention
d'un brut de
synthèse de qualité et dont la dépendance vis-à-vis du prix du gaz naturel
soit diminuée
voire annulée.
Les présents inventeurs ont trouvé qu'il était possible de répondre à un tel
besoin
grâce à un procédé intégrant les étapes d'extraction et de traitement, la
combustion et/ou
gazéification du résidu de conversion permettant de générer de l'énergie sous
forme de
vapeur ou d'électricité et/ou de l'hydrogène, la vapeur d'eau étant alors
utilisée pour
l'extraction et l'hydrogène pour le traitement.
Plus particulièrement, l'invention concerne un procédé de préparation de brut
de
synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, comprenant:
a) l'extraction du brut lourd par une technologie mettant en oeuvre de la
vapeur d'eau;
b) la séparation du brut extrait et de l'eau;
c) la séparation du brut en au moins une coupe légère et une coupe lourde;
d) la conversion de la coupe lourde de séparation en un produit plus léger,
dit produit
converti, et un résidu;
e) optionnellement, l'hydrotraitement partiel ou total du produit converti
et/ou de
la (ou des) coupe(s) légère(s) obtenue(s) lors de la séparation C),
f) la combustion et/ou gazéification du résidu de conversion;
le produit converti et la (ou les) coupe(s) légère(s) de séparation, ayant
éventuellement été
soumis à un hydrotraitement e), constituant le brut de synthèse ;
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ladite combustion permettant la génération, de vapeur d'eau et/ou
d'électricité, et ladite
gazéification permettant la génération d'hydrogène ;
la vapeur d'eau et/ou l'électricité ainsi générées étant utilisées pour
l'extraction a), et/ou
l'électricité et/ou l'hydrogène ainsi générés étant utilisés pour la
conversion d) et/ou
l'hydrotraitement e).
Le procédé de l'invention est illustré par les dessins sur lesquels,
la figure 1 est un diagramme schématisant l'enchaînement des différentes
étapes du
procédé intégré de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de
brut lourd ;
la figure 2 est un diagramme schématisant l'étape de traitement qui comprend
la séparation
Ici c), la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e) ;
la figure 3 est un diagramme schématisant l'étape de conversion c) lorsque
celle-ci met en
uvre une cokéfaction ;
la figure 4 est un diagramme schématisant l'étape de conversion c) lorsque
celle-ci met en
oeuvre un procédé d'hydroconversion catalytique.
Du fait de la combustion du résidu de conversion, de l'énergie sous forme de
vapeur
d'eau ou d'électricité est générée dans des quantités adaptées pour répondre
en totalité ou
en partie aux besoins de la phase d'extraction et/ou également de la phase de
conversion et
éventuellement d'hydrotraitement, et du fait de la gazéification, de
l'hydrogène est généré
dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie à la phase
de conversion
et éventuellement d'hydrotraitement.
Le procédé conforme à l'invention permet donc de diminuer voire de
s'affranchir de la
consommation de gaz naturel classiquement utilisé pour la génération de vapeur
d'eau et
d'hydrogène.
Ainsi, selon les conditions locales d'exploitation et le contexte économique,
le
procédé peut s'affranchir de toute consommation de gaz naturel, et peut
minimiser la
quantité finale de résidu non valorisable.
Ou bien dans d'autres conditions, il permet de s'affranchir partiellement de
la
consommation de gaz naturel.
Le procédé selon l'invention autorise ainsi une grande adaptabilité aux
conditions
géo-économiques.
Le fait d'utiliser le résidu de conversion pour produire de la vapeur d'eau
et/ou de
l'hydrogène et/ou de l'électricité peut également se traduire par une économie
substantielle
de l'investissement nécessaire aux installations de conversion. En effet, les
capacités des
installations de conversion peuvent être limitées d'une part du fait que le
résidu de
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séparation peut également être utilisé pour générer de la vapeur d'eau et/ou
de l'électricité
et/ou de l'hydrogène, et d'autre part du fait que le niveau de conversion
requis peut être
limité, les conditions opératoires de la conversion pouvant alors être moins
sévères
(notamment, réduction du temps de séjour).
Ainsi, selon un mode de réalisation avantageux, du procédé de l'invention, le
taux de
conversion de la conversion d) est ajusté pour que la combustion et la
gazéification f)
permettent de générer au moins 50% de la quantité de vapeur d'eau nécessaire à
l'extraction a) ou au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la
conversion d) et
éventuellement à l'hydrotraitement e), de préférence la totalité de la vapeur
d'eau nécessaire
à l'extraction a) ou la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d)
et éventuellement
à l'hydrotraitement e), plus préférentiellement encore la totalité de la
vapeur d'eau
nécessaire à l'extraction a) et au moins 50%, de préférence 100% de la
quantité
d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à
l'hydrotraitement e), et
toujours plus préférentiellement, la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à
l'extraction a), la
totalité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à
l'hydrotraitement e) et
l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et
éventuellement
l'hydrotraitement e).
Dans la présente invention, le taux de conversion brut est défini comme
étant le
rapport massique entre (la charge entrant dans l'étape de valorisation - le
résidu obtenu) et
la charge entrant. La cc conversion T540+ " est définie comme [(la quantité de
produit de point
d'ébullition >=540 C entrant dans le réacteur) - (la quantité de produit de
point d'ébullition
>=540 C sortant du réacteur)]/ (quantité de produit de point d'ébullition
>=540 C entrant
dans le réacteur), les quantités étant exprimées en masse.
Dans le procédé selon l'invention, l'extraction a) est réalisée selon une
technologie de
production assistée par injection continue de vapeur ou SAGD (steam assisted
gravity
drainage) ou une technologie de production assistée par injection cyclique de
vapeur ou
CSS (cyclic steam stimulation), c'est-à-dire par des technologies nécessitant
de très grandes
quantités de vapeur d'eau et donc d'énergie.
Dans le procédé conforme à l'invention, la séparation c) met en uvre au moins
un
procédé de séparation physique tel que la distillation ou l'extraction par
solvant.
La distillation peut être une distillation à pression atmosphérique ou bien
une distillation à
pression atmosphérique suivie d'une distillation sous vide. La distillation
atmosphérique peut
également être suivie d'un désasphaltage, c'est-à-dire d'une séparation par
extraction de
solvant.
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La fraction lourde résultant de ces opérations de séparation qui contient des
asphaltènes est ensuite valorisée pour donner des produits plus légers.
La conversion d) peut être thermique ou catalytique.
Suite à la conversion d), les fraction converties obtenues et/ou les fractions
légères
5 issues
de la séparation c) peuvent être hydrotraitées e), c'est-à-dire enrichies en
hydrogène
en présence de catalyseurs, afin de les stabiliser et de retirer une partie
des hétéroatomes.
Cette opération d'hydrotraitement e) est consommatrice d'hydrogène.
Le procédé général de l'invention est décrit en référence aux figures 1 et 2.
Le
diagramme global 1 comprend différents cartouches représentatifs d'une unité
de
transformation du procédé. Le cartouche 2 représente l'extraction qui se fait
à l'aide de
vapeur d'eau 3. L'injection de vapeur d'eau 3 dans la zone d'extraction
produit selon le
procédé SAGD ou CSS un mélange d'eau et de brut qui est séparé en 4. Le brut
ainsi isolé 5
est transféré dans la zone de valorisation, l'eau 7 est quant à elle recyclée
dans la zone de
génération de vapeur d'eau 8 où elle est traitée puis vaporisée après apport
éventuel d'eau.
Dans la zone de traitement 6, le brut est traité par (i) séparation, (ii)
hydroconversion
et (iii) éventuellement hydrotraitement, permettant ainsi l'obtention d'une
part le brut de
synthèse 9 qui est acheminé vers d'autres zones d'exploitation par pipeline,
et d'autre part un
résidu 10 non valorisable qui va être brûlé pour générer de la vapeur d'eau 8
et/ou qui va
être gazéifié pour générer de l'hydrogène 11. Cette génération de vapeur d'eau
et
d'hydrogène se fait ou bien par combustion ou gazéification du résidu 10 ou
bien par
combustion ou gazéification du résidu 10 et apport de gaz naturel 12.
La vapeur 8 ainsi générée est envoyée via 3 vers la zone d'extraction 2.
L'hydrogène
produit est envoyé vers la zone de traitement 6 via la ligne 13. Le dioxyde de
carbone formé
lors du traitement 6, de la génération de vapeur d'eau 8 et de la formation
d'hydrogène 11
est envoyé via respectivement 14, 15, 16 vers une zone 17 de récupération de
dioxyde de
carbone contenant par exemple une zone d'absorption/désorption sélective de
CO2 aux
amines, puis une section de stockage de CO2.
La zone de traitement 6 va être décrite plus en détail à l'aide de la figure
2. Le brut
lourd définit en 5 sur la figure 1 issu de la production par SAGD ou CSS
alimente une unité
de séparation 18. En-tête de cette unité 18 de séparation est récupérée au
moins une
fraction légère 19 et en fond de colonne 21 est récupérée la fraction lourde
21. Une partie de
la (ou des) fraction(s) légère(s) peut éventuellement être envoyée vers le
site de séparation
4 et être mélangée au brut pour faciliter son transport en amont de la
séparation. L'unité de
séparation 18 peut être une colonne de distillation atmosphérique, la (ou les)
fraction(s)
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légère(s) est (ou sont) alors appelée(s) résidu atmosphérique (RAT). Elle peut
également
être constituée d'une colonne de distillation atmosphérique et d'une colonne
de distillation
sous vide. Dans ce cas, la fraction lourde issue de la colonne de distillation
atmosphérique
alimente la colonne de distillation sous vide (non-représentée), la fraction
lourde obtenue est
L'unité de séparation 18 peut encore être constituée d'une colonne de
distillation
atmosphérique suivie d'une unité de désasphaltage. Dans ce cas, les distillats
atmosphériques sont récupérés en tête de colonne de distillation via 19, et la
fraction lourde
de distillation atmosphérique alimente l'unité de désasphaltage (non-
représentée). Le résidu
Les fractions légères, ou distillats atmosphériques, sont constituées
essentiellement
de naphta, kérosène, gasoil.
La fraction lourde 21 issue de la séparation est traitée dans l'unité 24 de
conversion
Cette conversion dans l'unité 24 conduit à produire différentes fractions
allant de
Les coupes naphta, kérosène, gasoil des flux 19 et 26 sont mélangées et
peuvent
La coupe distillat sous vide 27 issu de l'unité de conversion 24 et
éventuellement le
Le flux 29 et le flux 30 sont mélangés. Ils constituent ainsi le brut de
synthèse 31.
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La vapeur 32, l'électricité 33 et l'hydrogène 34 peuvent être produits à
partir du gaz
naturel 35. La vapeur 32 est produite par une chaudière à gaz et l'hydrogène
33 par un
Steam Methane Reforming.
Pour s'affranchir de tout ou partie du gaz naturel 35 le niveau de conversion
de l'unité
de conversion 24 est ajusté pour produire suffisamment de résidu 28 afin de
produire
l'hydrogène 34 et/ou la vapeur 32 et/ou l'électricité 33 en totalité ou en
partie.
La vapeur 32 peut être produite par combustion en chaudière ou par
gaséification du
résidu mais de manière préférée, elle peut être produite par combustion en
chaudière. La
vapeur générée pourra en partie alimenter une turbine afin de produire
l'électricité 33 ou le
gaz de synthèse produit par gaséification pourra en partie alimenter une
turbine à gaz afin de
produire l'électricité 33.
L'hydrogène 34 peut être produit par gaséification du résidu 28. Une part du
gaz de
synthèse produit peut alors alimenter une turbine à gaz afin de produire
l'éléctricité 33.
L'hydrogène produit alimente alors les unités 20 et 23 d'hydrotraitement et
éventuellement l'unité 24 de conversion si nécessaire via 25.
La vapeur d'eau générée est envoyée vers le gisement pétrolier où elle
permettra le
réchauffement du brut et ainsi la diminution de sa viscosité.
Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, la conversion
thermique est
une cokéfaction.
Une unité de cokéfaction est représentée schématiquement sur la figure 3. La
Figure
3 représente un exemple d'unité de conversion 24 de la figure 2. Cette unité
de conversion
est une unité de cokéfaction 36. Cette unité de cokéfaction 36 comprend au
moins une
section de fractionnement 37, une section de four de craquage 38 et une
section de
maturation 39.
La section de fractionnement 37 consiste, sur la présente figure 3, en une
colonne de
distillation. Cependant, cette section de fractionnement peut également être
constituée d'une
succession de colonnes de distillation successives.
La section de four de craquage 38 consiste sur la présente figure 3 en un
unique four
de craquage. Cependant, en fonction du flux à traiter, des températures à
atteindre et du
volume du four, elle peut consister en au moins deux fours disposés en série
ou en parallèle.
La section de maturation 39, telle que représentée sur la figure 3, comprend
au moins
deux réacteurs (appelés maturateurs ou cokers selon la terminologie anglo-
saxonne). Ces
réacteurs fonctionnent en alternance, pendant que l'un est en phase dite de
décokage, c'est-
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à-dire de récupération du coke formé lorsqu'il était en fonctionnement, les
autres sont en
fonctionnement.
L'alimentation de l'unité de cokéfaction 36 est un résidu 40 (qui correspond à
21 sur
la figure 2). De préférence ce résidu est un résidu sous vide. La charge 40
est préchauffée
dans les échangeurs de chaleur 41 afin de récupérer de l'énergie des flux 42
et 43 issus du
fractionnement 37. La charge ainsi préchauffée 44 alimente le fond de colonne
de
fractionnement 37 avec l'effluent 45 issu de la section de maturation 39. La
coupe lourde 46
de cette section de fractionnement 37 contenant entre autre la charge 44
alimente le four de
craquage 38.
Le flux 47 sortant du four 38 alimente un ou plusieurs réacteurs de maturation
39.
L'effluent 45 récupéré en sortie du ballon de maturation 39, effluent craqué,
est envoyé en
section de fractionnement 37 pour être séparé en différentes coupes, une coupe
gazeuse 48
récupérée en tête de colonne, des coupes liquides 49, 42, 43 de divers points
d'ébullition et
une coupe lourde 46 recyclée dans le four de craquage 38.
Le coke retiré des ballons de maturation 39 est récupéré en 51 pour être
exploité,
brûlé ou gazéifié sur site pour générer de l'énergie.
De façon avantageuse, dans le procédé conforme à l'invention, une cokéfaction
est
mise en oeuvre sur la fraction lourde d'un résidu sous vide. Les conditions de
cokéfaction
sont les suivantes : la température en sortie du four est supérieure à 460 C,
de préférence
de 480 C à 510 C, la pression absolue dans le four est inférieure à 5 bar, de
préférence de 1
à 3 bar, le taux de recyclage, c'est-à-dire la fraction de flux ayant subi la
cokéfaction (flux 45
sur la figure 3) retournant dans le four de cokéfaction après fractionnement
est inférieur à
20%, de préférence inférieur à 10%. Ces conditions de fonctionnement pourront
être
dégradées afin de produire un peu plus de coke si nécessaire pour la
production de la
vapeur pour l'extraction SAGD ou d'hydrogène.
La production de coke correspond à 20% à 35% de la charge entrant dans l'unité
de
cokéfaction selon la nature de la charge et les conditions opératoires, ce qui
correspond à un
taux de conversion brut de la cokéfaction de 65 à 80%. Si ce taux de
conversion brut est
insuffisant pour assurer la totalité des besoins en vapeur d'eau et hydrogène
et/ou électricité,
une coupe, de préférence une coupe lourde issue du coker peut également être
utilisée pour
compléter la quantité de combustible.
Cette unité de conversion thermique peut également être une unité de
viscoréduction.
La viscoréduction peut également être réalisée en présence d'hydrogène afin de
favoriser la
stabilité des produits. On parle alors d'hydroviscoréduction. Des conversions
T540+ de 25%
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à 45% pourront être obtenues. Cette unité comprend au moins une section de
four de
craquage et une section de fractionnement des produits craqués. De manière
préférée elle
comprend également une section de maturation. La charge entrant dans l'unité
de
viscoréduction, qui peut être un résidu atmosphérique ou un résidu sous vide,
passé dans la
section four de craquage afin de porter les hydrocarbures à une température
comprise entre
430 C et 510 C, de préférence entre 470 C et 500 C. En présence de la section
de
maturation, cette température en sortie de four peut être abaissée et est
comprise entre
440 C et 470 C .
Selon un autre mode de réalisation avantageux du procédé de l'invention, la
conversion catalytique est une hydroconversion catalytique.
Le procédé de conversion catalytique peut être un procédé d'hydroconversion en
lit
bouillonnant ou en slurry. La charge peut être un résidu atmosphérique ou un
résidu sous
vide. Le taux de conversion T540+ de ce type de procédé peut aller de 20% à
95%. Ce
procédé d'hydroconversion est de manière préférée constitué d'au moins une
section de four
pour préchauffer la charge et l'hydrogène, une section réactionnelle dans
laquelle la
conversion est réalisée et une section de fractionnement dans laquelle
l'effluent de la section
réactionnelle est séparé en différentes coupes.
Les conditions opératoires de la section réactionnelle de conversion
catalytique sont
en général une pression totale de 10 à 500 bars, de préférence de 60 à 200
bars; une
pression partielle d'hydrogène de 10 à 500 bars, De préférence de 60 à 200
bars; une
température de 300 C à 600 C, de préférence 380 C à 450 C; et un temps de
séjour allant
de 5 min à 20h, de préférence de 1 h à 10h.
De préférence, la section réactionnelle est constituée d'au moins une enceinte
réactionnelle dans laquelle une phase gazeuse, une phase liquide et une phase
solide sont
mises en contact. La phase gazeuse contient en part variable au moins de
l'hydrogène et
des hydrocarbures vaporisés dans les conditions du procédé. La phase liquide
est constituée
des hydrocarbures non vaporisés. La phase solide contenue dans le réacteur a
de
préférence une action catalytique dans les conditions de la réaction. Le
solide se trouve de
préférence au sein de la phase liquide.
Dans le mode de réalisation en lit bouillonnant, le procédé met en uvre un
catalyseur supporté et contenant au moins un élément métallique. Le catalyseur
reste dans
le réacteur et est ajouté ou soutiré indépendamment de la charge.
Dans le mode de réalisation en réacteur slurry, le catalyseur est généralement
introduit en continu avec la charge fraîche dans le réacteur et est constitué
d'éléments
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solubles contenant un ou plusieurs métaux pouvant être sulfurés dans les
conditions du
procédé.
La sulfuration des métaux provoque la précipitation du métal qui séjourne dans
le
réacteur sous forme de particules fines et dispersées entrainables par le
liquide hors de la
zone réactionnelle.
De manière très préférée, les particules solides de catalyseur contiennent du
molybdène.
Dans le cas où le procédé de conversion met en oeuvre des particules en mode
slurry, la combustion et la gaséification des résidus sont prévues afin de
permettre la
récupération des métaux du catalyseur dans les cendres ou les fumées. En
effet, le
10 catalyseur utilisé dans les hydroconversions en réacteur slurry se
retrouve concentré après
séparation des effluents dans les dits résidus.
Le taux de conversion T540+ de ce type de procédé peut aller de 20% à 95%. On
entend par taux de conversion T540+ : [(la quantité de produit de point
d'ébullition >=540 C
entrant dans le réacteur) - (la quantité de produit de point d'ébullition
>=540 C sortant du
réacteur)] / (la quantité de produit de point d'ébullition >=540 C entrant
dans le réacteur), les
quantités étant définies en masse.
Selon un mode de réalisation avantageux du procédé de l'invention, le taux de
conversion en 54000+ de l'hydroconversion catalytique est de 65% à 85%, la
combustion du
résidu peut alors permettre de produire la vapeur d'eau nécessaire à
l'extraction a) ou
l'hydrogène utilisé pour la valorisation d) et éventuellement
l'hydrotraitement e). Si le taux de
conversion est de 50% à 70%, alors à la fois la vapeur d'eau nécessaire à
l'extraction a) et
l'hydrogène utilisé pour la valorisation d) pourront être produits.
Un exemple d'hydroconversion est illustré sur la figure 4. La Figure 4
correspond à
l'unité de conversion 24 de la figure 2, cette unité de conversion étant une
unité de
conversion catalytique.
Cette unité de conversion catalytique comprend une section de préchauffe
53, une section de réaction 54 et une section de fractionnement 55.
La section de préchauffe 53 peut être constituée d'un ou plusieurs fours.
La section réactionnelle 54 est constituée d'un ou plusieurs réacteurs
disposés en
série et/ou en parallèle. Dans le cas de réacteurs en série, un ou des
séparateurs pourront
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10a
être disposés entre les réacteurs afin d'éliminer les vapeurs d'hydrocarbures
formées.
La charge 56 est un résidu lourd qui peut être par exemple un résidu
atmosphérique
ou un résidu sous vide. La charge 56 est préchauffée dans le four 53.
L'hydrogène
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11
nécessaire 57 est le mélange entre l'hydrogène d'appoint 58 et l'hydrogène
recyclé 59. Ce
mélange est préchauffé dans le four 53.
Tout ou partie de l'hydrogène peut être mélangé à la charge avant le four,
après le
four ou même être injecté directement dans le réacteur 54.
L'hydrogène 57 et la charge 56 alimentent la section réactionnelle 54. Dans la
section
réactionnelle, tout ou une partie de l'hydrogène peut être alimenté dans un
seul, dans
certains ou dans tous les réacteurs et cela en part variable.
Le flux soutiré 60 de la zone réactionnelle 54, alimente un ballon 61 qui
permet de
séparer la phase liquide 62 de la phase gaz 63.
La phase gaz 63 est dirigée vers la section purification de l'hydrogène 64.
L'hydrogène purifié est recyclé via le flux 59, les gaz restants sont évacués
via 65. La phase
liquide 62 alimente la section de fractionnement 55. la phase liquide est
alors fractionnée en
diverses coupes de points d'ébullition différents. En tête de colonne 66, les
gaz légers sont
retirés et condensés en 67 pour donner des gaz 68 qui sont récupérés. D'autres
intermédiaires tels que les coupes liquides 69, 70, 71 sont possibles. En fond
de colonne, on
soutire le résidu 72. Un enchainement de colonnes opérant à pression
atmosphérique puis
sous vide est possible pour parfaire le fractionnement. Au moins une partie du
résidu 72 et
éventuellement au moins une partie des coupes 69, 70 ou 71 peut être recyclée
soit avant la
section four avec la charge 56, soit avant la section réactionnelle ou au
cours de la section
réactionnelle lorsque celle-ci comporte plusieurs réacteurs. Il est également
possible
d'injecter des coupes importées contenant des quantités importantes de
composés
aromatiques ou polyaromatiques dans la zone de préchauffe, la zone
réactionnelle ou la
zone de fractionnement du procédé d'hydroconversion pour améliorer la
stabilité des
effluents hydrocarbonés liquides.
Le procédé conforme à l'invention est destiné à l'extraction et la
valorisation de brut
extra-lourd, c'est-à-dire ayant une viscosité supérieure à 100CPo et une
densité inférieure à
20 API, de préférence une une viscosité supérieure à 1000CPo et une densité
inférieure à
15 API et plus préférentiellement de une viscosité supérieure à 10000CPo et
une densité
inférieure à 12 API.
Ce procédé est ainsi particulièrement adapté à des bruts lourds tels que ceux
de type
Athabasca, Zuata, Cerronegro, Morichal.
Le brut de synthèse obtenu à l'issue du procédé de l'invention a une viscosité
et une
densité telles qu'il peut être transporté par pipeline, la densité étant au
plus de 0,94 dans les
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conditions standards et d'au moins 19 API, et la viscosité étant de moins de
350 cst à 4 C.
Par ailleurs il présente des teneurs réduites en hétéroatomes et métaux.
L'invention va être décrite plus en détails à l'aide des exemples et exemple
comparatif donnés ci-après à titre d'illustration et qui ne sont pas
limitatifs.
EXEMPLES
Exemple 1 (comparatif) :
Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type
SAGD à l'aide de 1350 t/h de vapeur d'eau générée à partir de 104t/h de gaz
naturel. Après
séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une distillation
atmosphérique. Le résidu
atmosphérique obtenu (RAT) présente les caractéristiques données dans le
tableau 1 ci-
après.
15. Ce résidu atmosphérique subit une hydroconversion dans les
conditions suivantes :
température moyenne : 426 C
pression partielle en H2: 130 bar
conversion à T540 : 0,95
L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène
obtenu
par Steam Methane reforming de gaz naturel. 28t/h d'hydrogène sont nécessaires
ce qui
correspond à une consommation de 95t/h de gaz naturel.
Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant :
%en poids
RAT 100.0
H2 4.08
NH3 0.34
H2S 5.53
C1-C4 12.05
C5-370 65.35
370-500 15.03
500+ 5.78
Total 104.08
Liquide 86.16
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,
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Les caractéristiques du brut obtenu après hydroconversion sont également
données dans le
Tableau 1.
Le produit ayant subi l'hydoconversion et la fraction légère de la
distillation
atmosphérique sont mélangés après hydrotraitement pour donner le brut de
synthèse dont
les caractéristiques sont également rassemblées dans le tableau 1.
Tableau 1
D4,15 API S ( en poids)
RAT 1,029 6,0 5,42%
Après hydroconversion 0,84 37,7 0,25%
Brut de synthèse 0,86 39,4 730ppm
107 500 BPSD de brut de synthèse à 39,4 API ont ainsi été produits avec une
consommation globale de gaz naturel de 199 t/h.
Exemple 2
Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type
SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une
distillation
atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les
caractéristiques
données dans le tableau 2 ci-après. Ce résidu atmosphérique subit une
hydroconversion.
Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la
quantité
nécessaire de résidu (500 C+) afin d'alimenter la chaudière pour produire la
vapeur
nécessaire à la production du brut lourd ou bitumineux.
Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant que le
rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de
brut, alors il
faudra injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau.
Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de
l'hydroconversion doit conduire à disposer de 123 000 kg/h de résidu pour
alimenter la
chaudière. Le taux de conversion de l'hydroconversion doit donc être de 77,6%.
Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes :
température moyenne : 421 C
pression partielle en H2 : 130 bar
conversion à T540: 0,776
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L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène
obtenu
par Steam Methane reforming de gaz naturel. 19t/h d'hydrogène sont nécessaires
ce qui
correspond à une consommation de 66t/h de gaz naturel.
Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le
tableau 2
ci-dessous.
Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant :
%en poids
RAT 100,0
FI2 2,69
NH3 0,19
H2S 5,04
C1-C4 5,85
C5-370 49,75
370-500 21,01
500+ 20,85
Total 102,69
Liquide 91,61
La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de
l'hydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement, pour donner le brut
de synthèse
dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 2 ci-après.
Tableau 2
D4,15 API S ( en poids)
RAT 1,029 6,0 5,42%
Après hydroconversion 0,89 27,7 0,74%
Brut de synthèse 0,83 39,2 380ppm
90 500 BPSD de brut synthétique à 39.2 API ont été produit avec une
cionsommation de 66 t/h de gaz naturel.
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Exemple 3:
Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type
SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une
distillation
5 atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les
caractéristiques
données dans le tableau 3 ci-après. Ce résidu atmosphérique subit une
hydroconversion.
Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la
quantité
nécessaire de résidu (500 C+) afin d'alimenter la chaudière pour produire la
vapeur
nécessaire à la production du brut lourd ou bitumineux et l'hydrogène
nécessaire pour le
10 traitement.
Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant que le
rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de
brut, alors il
faudra injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau.
Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de
15 l'hydroconversion doit conduire à disposer de 123 t/h de résidu pour
alimenter la chaudière.
Une part du résidu sert également à produire de l'hydrogène et de
l'électricité pour la
valorisation. 14t/h d'hydrogène sont utilisés. Il faut donc gazéifier 77t/h de
résidu pour
produire l'hydrogène et l'électricité nécessaires. Le besoin total en résidu
est de 200t/h ce
qui conduit à un taux de conversion de l'hydroconversion de 60,5%.
Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes :
température moyenne : 415 C
pression partielle en H2 : 130 bar
conversion à T540+ : 0,605
Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le
tableau 3
ci-dessous.
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,
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Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant :
%en poids
RAT 100,0
H2 1,88
NH3 0,10
H2S 4,50
Cl-C4 3,56
C5-370 38,35
370-500 21,48
500+ 33,89
Total 101,88
Liquide 93,71
La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de
l'hydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement pour donner le brut de
synthèse
dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 3 ci-après.
Tableau 3
D4,15 API S ( en poids)
RAT 1,029 6,0 5,42%
Après hydroconversion 0,93 21,4 1,26%
Brut de synthèse 0,84 37,5 450ppm
77 950 BPSD de brut synthétique à 37,5 API ont été produit sans consommation
de
gaz naturel, en complète autonomie.
