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CA 02915286 2015-12-14
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PROCEDE DE CONVERSION PROFONDE DE RESIDUS MAXIMISANT LE
RENDEMENT EN GAZOLE
L'invention concerne le domaine de la production de gazole à partir de résidus
pétroliers.
L'enchaînement d'unités de conversion et d'hydrocraquage dans le traitement de
charges de résidus pétrolier est connu de l'état de la technique.
Les brevets US 5,980,730 et US 6,017,441 décrivent un procédé de conversion
profonde d'une fraction pétrolière lourde, ledit procédé comprenant une étape
d'hydroconversion en lit bouillonnant triphasique, une distillation
atmosphérique de
l'effluent obtenu, une distillation sous vide du résidu atmosphérique obtenue
après cette
distillation, un désasphaltage du résidu sous vide obtenu et un
hydrotraitement de la
fraction désasphaltée en mélange avec le distillat obtenue lors de la
distillation sous
vide. Il est également possible dans ce procédé d'envoyer au moins une
fraction de
l'effluent hydrotraité à une section de craquage catalytique, ou de recycler
une fraction
de l'effluent issu du désasphaltage ou selon une autre variante une fraction
de l'asphalte
à la première étape d'hydroconversion ou encore d'envoyer une fraction liquide
lourde
issue de l'étape d'hydrotraitement dans une section de craquage catalytique en
lit
fluidisé
Le brevet US 6,620,311 décrit un procédé de conversion permettant d'augmenter
le
rendement en distillats moyens. Ce procédé comprend une étape de conversion en
lit
bouillonnant triphasique, l'envoi de l'effluent obtenu dans une section de
séparation pour
produire en tête un distillat comprenant du gaz, de l'essence et du gasoil et
en fond
essentiellement des hydrocarbures ayant un point d'ébullition supérieur à un
gasoil
atmosphérique. Le distillat est ensuite traité dans une unité
d'hydrodésulfuration et la
fraction de fond traitée dans une section de craquage catalytique en l'absence
d'hydrogène, par exemple de type craquage en lit fluidisé. Ce type de craquage
diffère
donc d'un hydrocraquage opéré en lit fixe et en présence d'hydrogène.
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Le brevet US 7,919,054 décrit une installation de traitement de charges
pétrolières
lourdes comprenant une section d'hydroconversion en lit bouillonnant, une
séparation et
une section d'hydrotraitement en lit fixe et en présence d'hydrogène du
distillat obtenu.
Cet hydrotraitement peut être un hydrocraquage doux (4,5 à 16 MPa) ou un
hydrocraquage plus sévère (7 à 20 MPa).
Les procédés proposés dans l'art antérieur souffrent cependant d'une
limitation dans le
rendement de production de gazole. En effet, ces procédés produisent une
quantité
relativement importante de purge de distillats sous-vide en fond de colonne
des unités
de séparation sous-vide des effluents d'hydroconversion. Or ces fractions
issues des
séparations sous-vide, du fait de leurs structures poly-condensées, sont
difficilement
valorisables comme base d'huile, ceci en comparaison avec des fractions
distillats sous-
vide issues de distillation directe de coupes pétrolières.
La demanderesse propose un nouveau procédé présentant un agencement
particulier
des unités de conversion et éventuellement de désasphaltage au solvant
permettant
d'obtenir des rendements de production en gazole plus importants que les
procédés de
l'art antérieur, à savoir un rendement d'au moins 55 % poids de la charge de
résidu
sous vide de départ
Un objectif de l'invention est donc de réaliser une conversion profonde de la
charge de
résidus pétroliers tout en maximisant la production de gazole.
Objet de l'invention
La présente invention concerne un procédé de conversion profonde d'une charge
hydrocarbonée lourde comprenant les étapes suivantes :
a) une première étape d'hydroconversion en lit bouillonnant de la charge, en
présence
d'hydrogène, comprenant au moins un réacteur triphasique, contenant au moins
un
catalyseur d'hydroconversion en lit bouillonnant,
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b) une étape de séparation d'au moins une partie de l'effluent liquide
hydroconverti issu
de l'étape a) en une fraction comprenant une coupe essence et une coupe
gazole, une
fraction gazole sous vide, et une fraction résiduelle non convertie,
c) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie la fraction gazole sous
vide issue
de l'étape b) dans un réacteur comprenant au moins un catalyseur
d'hydrocraquage en
lit fixe,
d) une étape de fractionnement d'au moins une partie de l'effluent issu de
l'étape c) en
une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous vide non
convertie,
e) une étape de recyclage d'au moins une partie de la fraction gazole sous
vide non
convertie issue de l'étape d) dans ladite première étape a) d'hydroconversion.
Une autre réalisation de l'invention concerne un procédé de conversion
profonde d'une
charge hydrocarbonée lourde, ledit procédé comprenant les étapes suivantes :
a) une première étape d'hydroconversion en lit bouillonnant de la charge,
en
présence d'hydrogène, comprenant au moins un réacteur triphasique, contenant
au moins un catalyseur d'hydroconversion en lit bouillonnant,
b) une étape de séparation d'au moins une partie de l'effluent liquide
hydroconverti
issu de l'étape a) en une fraction comprenant une coupe essence et une coupe
gazole, une fraction gazole sous vide, et une fraction résiduelle non
convertie,
c) une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie la fraction gazole sous
vide
issue de l'étape b) dans un réacteur comprenant au moins un catalyseur
d'hydrocraquage en lit fixe,
d) une étape de fractionnement d'au moins une partie de l'effluent issu de
l'étape c)
en une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous vide
non convertie,
e) une étape de recyclage d'au moins une partie de la fraction gazole sous
vide
non convertie issue de l'étape d) dans ladite première étape a)
d'hydroconversion,
Date Reçue/Date Received 2022-02-03
3a
procédé dans lequel :
- au moins une partie de la fraction résiduelle non convertie issue de
l'étape b) est
envoyée dans une section de désasphaltage dans laquelle elle est traitée dans
une étape d'extraction à l'aide d'un solvant dans des conditions permettant
d'obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduel,
- ladite coupe hydrocarbonée désasphaltée est envoyée dans une seconde
étape
d'hydroconversion, en présence d'hydrogène et d'au moins un catalyseur
d'hydroconversion en lit bouillonnant,
- l'effluent issu de de la seconde étape d'hydroconversion est soumis à une
étape
de séparation f) permettant de produire au moins une fraction comprenant une
coupe essence et une coupe gazole, une fraction gazole sous vide, et une
fraction résiduelle non convertie, et
- ladite fraction gazole sous vide issue de l'étape f) de séparation est
envoyée
dans l'étape c) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole sous vide
issue de l'étape b).
La charge selon la présente invention est avantageusement choisie parmi les
charges
hydrocarbonées lourdes de type résidus atmosphériques ou sous vide obtenus par
exemple par distillation directe de coupe pétrolière ou par distillation sous-
vide de
pétrole brut, les charges de type distillats telles que les gazole sous vide
ou les huiles
désasphaltées, le charbon en suspension dans une fraction hydrocarbonée telle
que
par exemple du gazole obtenu par distillation sous vide (également appelé
gazole sous
vide de distillation), de pétrole brut, ou alors du distillat issu de la
liquéfaction du
charbon, seules ou en mélange. La charge selon l'invention peut contenir des
résidus
sous vide tels que les résidus sous vide Arabian Heavy, les résidus sous vide
Ural et
assimilés, les résidus sous-vide issus de bruts lourds de type Canadiens ou
Vénézuéliens, ou un mélange de résidus atmosphériques ou sous vide d'origines
diverses.
Date Reçue/Date Received 2022-02-03
3b
Description détaillée de l'invention
Le procédé selon l'invention comprend au moins une première étape
d'hydroconversion
en lit bouillonnant de la charge selon l'invention. Cette technologie est
notamment
commercialisée sous le nom de procédé H-Oil O.
Date Reçue/Date Received 2022-02-03
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Première étape d'hvdroconversion
Les conditions de la première étape d'hydroconversion de la charge en présence
d'hydrogène sont habituellement des conditions classiques d'hydroconversion en
lit
bouillonnant d'une fraction hydrocarbonée liquide ou de charbon en suspension
dans
une phase liquide hydrocarbonée.
On opère habituellement sous une pression absolue généralement comprise entre
5 et
35 MPa, de préférence comprise entre 10 et 25 MPa, à une température de 260 à
600
C et souvent de 350 à 550 C. La vitesse spatiale horaire (VVH) et la pression
partielle
d'hydrogène sont des facteurs importants que l'on choisit en fonction des
caractéristiques de la charge à traiter et de la conversion souhaitée. Le plus
souvent la
VVH se situe dans une gamme allant de 0,05 h-1 à 10 h-1 et de préférence 0,1 h-
1 à 5
h-1.
Selon l'invention, la température moyenne pondérée du lit catalytique de la
première
étape d'hydroconversion est avantageusement comprise entre 260 C et 600 C, de
préférence comprise entre 300 C et 600 C, de manière plus préférée comprise
entre
350 C et 550 C.
La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est habituellement de 50 à 5000
normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.
Avantageusement,
l'hydrogène est mis en oeuvre dans un rapport volumique avec la charge compris
entre
100 et 1000 m3/m3, de préférence entre 300 et 800 m3/m3, et de manière plus
préférée
entre 300 et 600 m3/m3.
Il est possible d'utiliser un catalyseur granulaire d'hydroconversion de
résidus en lits
bouillonnants comprenant sur un support amorphe au moins un composé de métal
ayant une fonction hydrodéshydrogénante. Ce catalyseur peut être un catalyseur
comprenant des métaux du groupe VIII par exemple du nickel et/ou du cobalt le
plus
souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB par exemple du
molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur
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comprenant de 0,5 à 10 % en poids de nickel et de préférence de 1 à 5 % en
poids de
nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en poids de molybdène
de
préférence de 5 à 20 % en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène
Mo03) sur un support minéral amorphe. Ce support est par exemple choisi dans
le
5 groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie,
les argiles et les
mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Ce support peut également renfermer
d'autres composés et par exemple des oxydes choisis dans le groupe formé par
l'oxyde
de bore, la zircone, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique. On utilise
le plus
souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec
du
phosphore et éventuellement du bore. La concentration en anhydride
phosphorique
P205 est habituellement inférieure à 20 % en poids et le plus souvent
inférieure à 10 %
en poids. Cette concentration en P205 est habituellement d'au moins 0,001 `)/0
en poids.
La concentration en trioxyde de bore B203 est habituellement de 0 à 10 % en
poids.
L'alumine utilisée est habituellement une alumine gamma ou rhô. Ce catalyseur
est le
plus souvent sous forme d'extrudé. Dans tous les cas, la résistance à
l'attrition du
catalyseur devra être élevée compte tenu des contraintes spécifiques des lits
bouillonnants.
La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII est souvent de 5 à
40 % en
poids et en général de 7 à 30 % en poids et le rapport pondéral exprimé en
oxyde
métallique entre métal (ou métaux) du groupe VI sur métal (ou métaux) et du
groupe
VIII (oxyde Groupe VI/oxyde Groupe VIII en poids) est en général de 20 à 1 et
le plus
souvent de 10 à 2. Le catalyseur usagé est en partie remplacé par du
catalyseur frais
par soutirage en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur de
catalyseur frais
ou neuf à intervalle de temps régulier, c'est-à-dire par exemple par bouffée
ou de façon
quasi continue. On peut par exemple introduire du catalyseur frais tous les
jours. Le taux
de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par
exemple de
0,01 kilogramme à 10 kilogrammes par mètre cube de charge. Ce soutirage et ce
remplacement sont effectués à l'aide de dispositifs permettant le
fonctionnement continu
de cette étape d'hydroconversion. L'unité comporte habituellement une pompe de
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recirculation permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par
recyclage
continu d'au moins une partie du liquide soutiré en tête du réacteur et
réinjecté en bas
du réacteur. Il est également possible d'envoyer le catalyseur usé soutiré du
réacteur
dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre
qu'il
renferme puis de renvoyer ce catalyseur régénéré dans l'étape a)
d'hydroconversion. On
peut aussi envoyer le catalyseur usé dans une zone de réjuvénation afin
d'extraire en
partie les métaux et le coke provenant de la charge et déposés sur le
catalyseur.
L'effluent liquide hydroconverti issu de la première étape d'hydroconversion
en lit
bouillonnant (étape a)) est avantageusement soumis à une étape de séparation
b)
1.0 permettant de produire au moins une fraction comprenant une coupe essence
et une
coupe gazole, une fraction gazole sous vide et une fraction résiduelle non
convertie.
Selon l'invention, le point d'ébullition de la fraction (ou coupe) essence est
avantageusement compris entre 20 et 130 C, de préférence entre 20 et 180 C; le
point
d'ébullition de la fraction (ou coupe) gazole est avantageusement compris
entre 130 et
380 C, de préférence entre 180 et 350 C ; le point d'ébullition de la fraction
gazole sous
vide est avantageusement compris entre 350 et 550 C, de préférence entre 380
et
500 C; le point d'ébullition de la fraction résiduelle non convertie est de
préférence d'au
moins 500 C voire 550 C.
Cette étape de séparation est réalisée par tout moyen connu de l'homme du
métier, en
particulier par un fractionnement atmosphérique suivi d'un fractionnement sous
vide.
Etape d'hydrocraquage
Selon l'invention, on traite au moins en partie la fraction gazole sous vide
(VGO selon la
terminologie anglo-saxonne) séparée dans l'étape b) dans une étape
d'hydrocraquage
comprenant au moins un réacteur d'hydrocraquage.
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Dans le cadre de la présente invention, l'expression hydrocraquage englobe les
procédés de craquage comprenant au moins une étape de conversion des charges
utilisant au moins un catalyseur en présence d'hydrogène.
L'hydrocraquage peut être opéré selon des schémas en une étape comportant en
premier lieu un hydroraffinage poussé qui a pour but de réaliser une
hydrodéazotation et
une désulfuration poussées de la charge avant que l'effluent ne soit envoyé en
totalité
sur le catalyseur d'hydrocraquage proprement dit, en particulier dans le cas
où celui-ci
comporte une zéolithe.
Il englobe également l'hydrocraquage en deux étapes qui comporte une première
étape
qui a pour objectif, comme dans le procédé en "une étape", de réaliser
l'hydroraffinage
de la charge, mais aussi d'atteindre une conversion de cette dernière de
l'ordre en
général de 30 à 60 percent. Dans la deuxième étape d'un procédé
d'hydrocraquage en
deux étapes, généralement seule la fraction de la charge non convertie lors de
la
première étape est traitée.
Les catalyseurs d'hydroraffinage classiques contiennent généralement au moins
un
support amorphe et au moins un élément hydro-déshydrogénant (généralement au
moins un élément des groupes VIB et VIII non noble, et le plus souvent au
moins un
élément du groupe VIB et au moins un élément du groupe VIII non noble).
Les matrices qui peuvent être utilisées dans le catalyseur d'hydroraffinage
seules ou en
mélange sont, à titre d'exemple, de l'alumine, de l'alumine halogénée, de la
silice, de la
silice-alumine, des argiles (choisies par exemple parmi les argiles naturelles
telles que
le kaolin ou la bentonite), de la magnésie, de l'oxyde de titane, de l'oxyde
de bore, de la
zircone, des phosphates d'aluminium, des phosphates de titane, des phosphates
de
zirconium, du charbon, des aluminates. On préfère utiliser des matrices
contenant de
l'alumine, sous toutes les formes connues de l'homme du métier, et de manière
encore
plus préférée les alumines, par exemple l'alumine gamma.
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Les conditions opératoires de l'étape d'hydrocraquage sont réglées de façon à
maximiser la production de fraction gazole tout en assurant une bonne
opérabilité de
l'unité d'hydrocraquage. Les conditions opératoires utilisées dans le ou les
zones
réactionnelles sont généralement une température moyenne du lit catalytique
(VVABT)
comprise entre 300 et 550 C, de préférence comprise entre 350 et 500 C.
La pression est généralement comprise entre 5 et 35 MPa, de préférence entre 6
et 25
MPa. La vitesse spatiale liquide (débit de charge/ volume de catalyseur) est
généralement comprise entre 0,1 et 10h-1, de préférence entre 0,2 et 5h-1.
Une quantité d'hydrogène est introduite telle que le rapport volumique en m3
io d'hydrogène par m3 d'hydrocarbure en entrée de l'étape d'hydrocraquage soit
compris
entre 300 et 2000 m3/m3, le plus souvent entre 500 et 1800 m3/m3, de
préférence entre
600 et 1500 m3/m3.
Cette zone réactionnelle comprend généralement au moins un réacteur comprenant
au
moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit fixe. Le lit fixe de catalyseur
d'hydrocraquage peut être éventuellement précédé d'au moins un lit fixe d'un
catalyseur
d'hydroraffinage (hydrodésulfuration, hydrodéazotation par exemple). Les
catalyseurs
d'hydrocraquage utilisés dans les procédés d'hydrocraquage sont généralement
du type
bi-fonctionnel associant une fonction acide à une fonction hydrogénante. La
fonction
acide peut être apportée par des supports ayant une grande surface (150 à 800
m2.g-1
généralement) et présentant une acidité superficielle, telles que les alumines
halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore
et
d'aluminium, les silices-alumines amorphes appelées catalyseurs
d'hydrocraquage
amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante peut être apportée soit
par un ou
plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments,
soit par
une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification
périodique et au
moins un métal du groupe VIII.
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,
g
Le catalyseur d'hydrocraquage peut également comporter au moins une fonction
acide
cristallisée telle qu'une zéolithe Y, ou une fonction acide amorphe telle
qu'une silice-
alumine, au moins une matrice et une fonction hydrodéshydrogénante.
Eventuellement, il peut également comporter au moins un élément choisi parmi
le bore,
le phosphore et le silicium, au moins un élément du groupe VIIA (chlore, fluor
par
exemple), au moins un élément du groupe VIIB (manganèse par exemple), au moins
un
élément du groupe VB (niobium par exemple).
Etape de désasphaltage
Selon les variantes, le procédé selon l'invention peut mettre en oeuvre une
étape de
désasphaltage. L'étape de désasphaltage peut être mise en oeuvre sur la
fraction
résiduelle non convertie issue de l'étape b) de séparation.
L'un des objectifs de l'étape de désasphaltage est, d'une part, de maximiser
la quantité
d'huile désasphaltée et, d'autre part, de maintenir, voire de minimiser, la
teneur en
asphaltènes. Cette teneur en asphaltènes est généralement déterminée en terme
de
teneur en asphaltènes insolubles dans l'heptane, c'est à dire mesurée selon
une
méthode décrite dans la norme AFNOR (NF-T 60115) de janvier 2002.
Selon l'invention, la teneur en asphaltènes de l'effluent désasphalté (encore
appelé
DeAsphalted Oil ou DAO selon la terminologie anglo-saxonne, ou coupe
hydrocarbonée désasphaltée ou encore huile désasphaltée) est inférieure à 3000
ppm
poids.
De préférence, la teneur en asphaltènes de l'effluent désasphalté est
inférieure à 1000
ppm poids, de manière plus préférée inférieure à 500 ppm poids.
En dessous d'une teneur en asphaltènes de 500 ppm poids, la méthode de la
norme
AFNOR (NF-T 60115) n'est plus suffisante pour mesurer cette teneur. La
demanderesse a mis au point une méthode analytique, couvrant l'analyse
quantitative
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des asphaltènes des produits de distillation directe et des produits lourds
issus du
désasphaltage des résidus. Cette méthode est utilisable pour des
concentrations en
asphaltènes inferieures à 3000 ppm poids et supérieures à
50 ppm poids. La méthode en question consiste à comparer l'absorbance à 750 nm
d'un
5 échantillon en solution dans le toluène avec celle d'un échantillon en
solution dans
l'heptane après filtration. La différence entre les deux valeurs mesurées est
corrélée à la
concentration en asphaltènes insolubles dans l'heptane en utilisant une
équation de
calibrage. Cette méthode vient compléter la méthode AFNOR (NE-T 60115) et la
méthode standard IP143 qui sont utilisées pour des concentrations plus
élevées.
10 Le solvant utilisé lors de l'étape de désasphaltage est avantageusement
un solvant
paraffinique, une coupe d'essence ou des condensats contenant des paraffines.
De préférence, le solvant utilisé comprend au moins 50% en poids de composés
hydrocarbonés ayant entre 3 et 7 atomes de carbone, de manière plus préférée
entre 4
et 7 atomes de carbone, de manière encore plus préférée 4 ou 5 atomes de
carbone.
En fonction du solvant utilisé, le rendement en huile désasphaltée et la
qualité de cette
huile peuvent varier. A titre d'exemple, lorsque que l'on passe d'un solvant à
3 atomes
de carbone à un solvant à 7 atomes de carbone, le rendement en huile augmente
mais,
en contrepartie, les teneurs en impuretés (asphaltènes, métaux, Carbone
Conradson,
soufre, azote...) augmentent également.
Par ailleurs pour un solvant donné, le choix des conditions opératoires en
particulier la
température et la quantité de solvant injectée a un impact sur le rendement en
huile
désasphaltée et sur la qualité de cette huile. L'homme du métier peut choisir
les
conditions optimales pour obtenir une teneur en asphaltènes inférieure à 3000
ppm.
L'étape de désasphaltage peut être réalisée par tout moyen connu de l'homme du
métier. Cette étape est généralement réalisée dans un mélangeur décanteur ou
dans
une colonne d'extraction. De préférence, l'étape de désasphaltage est réalisée
dans une
colonne d'extraction.
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Selon un mode de réalisation préféré, on introduit dans la colonne
d'extraction un
mélange comprenant la charge d'hydrocarbures et une première fraction d'une
charge
de solvant, le rapport volumique entre la fraction de charge de solvant et la
charge
d'hydrocarbures étant appelé taux de solvant injecté avec la charge. Cette
étape a pour
objet de bien mélanger la charge avec le solvant entrant dans la colonne
d'extraction.
Dans la zone de décantation en fond d'extracteur, on peut introduire une
seconde
fraction de la charge de solvant, le rapport volumique entre la seconde
fraction de
charge de solvant et la charge d'hydrocarbures étant appelé taux de solvant
injecté en
fond d'extracteur. Le volume de la charge d'hydrocarbures considéré dans la
zone de
décantation est généralement celui introduit dans la colonne d'extraction. La
somme des
deux rapports volumiques entre chacune des fractions de charge de solvant et
la charge
d'hydrocarbures est appelé taux de solvant global. La décantation de
l'asphalte consiste
au lavage à contre-courant de l'émulsion d'asphalte dans le mélange solvant +
huile par
du solvant pur. Elle est favorisée en général par une augmentation du taux de
solvant (il
s'agit en fait de remplacer l'environnement solvant + huile par un
environnement de
solvant pur) et une augmentation de la température.
Le taux de solvant global par rapport à la charge traitée est, de préférence,
compris
entre à 2,5/1 et 20/1, de manière plus préférée compris entre 3/1 et 12/1, de
manière
plus préférée compris entre 4/1 et 10/1.
Ce taux de solvant global se décompose en un taux de solvant injecté avec la
charge
en tête d'extracteur, de préférence compris entre 0,5 et 5/1 de préférence
entre 1/1 et
5/1 et un taux de solvant injecté en fond d'extracteur de préférence compris
entre 2/1 et
15/1, de manière plus préférée compris entre 3/1 et 10/1.
Par ailleurs, selon un mode préféré, on établit un gradient de température
entre la tête et
le fond de la colonne permettant de créer un reflux interne, ce qui améliore
la séparation
entre le milieu huileux et les résines. En effet, le mélange solvant + huile
chauffé en tête
d'extracteur permet de précipiter une fraction comprenant de la résine qui
descend dans
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l'extracteur. Le contre-courant ascendant du mélange permet de dissoudre à une
température plus basse les fractions comprenant de la résine qui sont les plus
légères.
Dans l'étape de désasphaltage, la température typique en tête d'extracteur
varie selon
le solvant choisi et est généralement comprise entre 60 à 220 C, de préférence
entre
s 70 et 210 C, et la température en fond d'extracteur est de préférence
comprise entre 50
et 190 C et de manière plus préférée comprise entre 60 et 180 C.
La pression régnant à l'intérieur de l'extracteur est généralement ajustée de
manière à
ce que tous les produits demeurent à l'état liquide. Cette pression est, de
préférence,
comprise entre 4 et 5 MPa.
io Seconde étape d'hvdroconversion
L'invention peut également comprendre une seconde étape d'hydroconversion.
Cette
seconde étape d'hydroconversion peut être mise en oeuvre selon l'invention en
lit fixe
selon l'invention ou en lit bouillonnant.
Cette seconde étape d'hydroconversion est généralement réalisée sur une coupe
15 hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage lorsque
celle-ci est
mise en oeuvre dans le procédé de l'invention.
Les conditions de la seconde étape d'hydroconversion de la charge en présence
d'hydrogène sont habituellement une pression absolue généralement comprise
entre 5
et 35 MPa, de préférence comprise entre 10 et 25 MPa, une température de 260 à
600
zo C et souvent de 350 à 550 C. La vitesse spatiale horaire (VVH) et la
pression partielle
d'hydrogène sont des facteurs importants que l'on choisit en fonction des
caractéristiques du produit à traiter et de la conversion souhaitée. Le plus
souvent la
VVH se situe dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 10 h-1 et de préférence 0,15 h-
1 à 5
h-1.
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Selon l'invention, la température moyenne pondérée du lit catalytique de la
seconde
étape d'hydroconversion est avantageusement comprise entre 260 C et 600 C, de
préférence entre 300 C et 600 C, de manière plus préférée entre 350 C et 550
C.
La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est habituellement de 50 à 5000
normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide
Avantageusement,
l'hydrogène est mis en oeuvre dans un rapport volumique avec la charge compris
entre
300 et 2000 m3/m3, de préférence compris entre 500 et 1800 m3/m3, et de
manière
plus préférée entre 600 et 1500 m3/m3.
Il est possible d'utiliser un catalyseur granulaire classique
d'hydroconversion
comprenant sur un support amorphe au moins un compose de métal ayant une
fonction
hydrodéshydrogénante. Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des
métaux
du groupe VIII par exemple du nickel et/ou du cobalt le plus souvent en
association avec
au moins un métal du groupe VIB par exemple du molybdène et/ou du tungstène.
On
peut par exemple employer un catalyseur comprenant de 0,5 à
10 % en poids de nickel et de préférence de 1 à 5 % en poids de nickel
(exprimé en
oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en poids de molybdène de préférence de 5 à
% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support
minéral amorphe. Ce support est par exemple choisi dans le groupe formé par
l'alumine,
la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au
moins deux
20 de ces minéraux. Ce support peut également renfermer d'autres composés et
par
exemple des oxydes choisis dans le groupe formé par l'oxyde de bore, la
zircone,
l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique. On utilise le plus souvent un
support
d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et
éventuellement du bol'ee. La concentration en anhydride phosphorique P205 est
habituellement inférieure à 20 % en poids et le plus souvent inférieure à
environ 10 %
en poids. Cette concentration en P205 est habituellement d'au moins 0,001 h
en poids.
La concentration en trioxyde de bore B203 est habituellement de 0 à 10 % en
poids.
L'alumine utilisée est habituellement une alumine gamma ou rhô. Ce catalyseur
est le
plus souvent sous forme d'extrudé.
CA 02915286 2015-12-14
14
La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII est souvent de 5 à
40 % en
poids et en général de 7 à 30 % en poids et le rapport pondéral exprimé en
oxyde
métallique entre métal (ou métaux) du groupe VI sur métal (ou métaux) du
groupe VIII
est en général de 20 à 1 et le plus souvent de 10 à 2. Le catalyseur usagé est
en partie
remplacé par du catalyseur frais par soutirage en bas du réacteur et
introduction en haut
du réacteur de catalyseur frais ou neuf à intervalle de temps régulier, c'est-
à-dire par
exemple par bouffée ou de façon quasi continue. On peut par exemple introduire
du
catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par
du
catalyseur frais peut être par exemple de 0,01 kilogramme à 10 kilogrammes par
mètre
cube de charge. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l'aide de
dispositifs
permettant le fonctionnement continu de cette étape d'hydroconversion. L'unité
comporte habituellement une pompe de recirculation permettant le maintien du
catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du
liquide
soutiré en tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est également
possible
d'envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération
dans
laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme puis de renvoyer ce
catalyseur
régénéré dans la deuxième étape d'hydroconversion. On peut aussi envoyer le
catalyseur usé issu de cette étape comme appoint de catalyseur de l'unité
amont
d'hydroconversion de résidu sous vide en lits bouillonnants.
L'effluent issu de la seconde étape d'hydroconversion est avantageusement
soumis à
une étape de séparation f) permettant de produire au moins une fraction
comprenant
une coupe essence et une coupe gazole, une fraction gazole sous vide, et une
fraction
résiduelle non convertie.
Cette étape de séparation f) est réalisée par tout moyen connu de l'homme du
métier,
par exemple une distillation.
Première variante du procédé selon l'invention
CA 02915286 2015-12-14 e
Dans une première variante du procédé selon l'invention appelée mise en
uvre
1D , la charge du procédé selon l'invention est traitée dans une première
étape
d'hydroconversion (étape a), par exemple de type H-Oil et l'effluent obtenu
est séparé
(étape b) en au moins une fraction comprenant une coupe essence (également
appelée
5 naphta) et une coupe gazole, une fraction gazole sous vide et, une
fraction résiduelle
non convertie. La fraction gazole sous vide ainsi obtenue est envoyée vers
l'étape c)
d'hydrocraquage, éventuellement avec une fraction gazole de distillation
directe (straight
run selon la terminologie anglo-saxonne).
Selon cette première variante du procédé de l'invention, l'effluent issu de
l'étape
la .. d'hydrocraquage est fractionné dans l'étape e) de fractionnement en
plusieurs fractions
dont une fraction essence, une fraction gazole et une fraction gazole sous
vide non
convertie. L'étape de fractionnement est réalisée par tout moyen connu de
l'homme du
métier, par exemple une distillation.
On recycle tout ou partie de la fraction gazole sous vide non convertie issue
de l'étape
15 e) de fractionnement dans la première étape d'hydroconversion.
Ainsi, en se référant à la figure 1, la charge A constituée d'un résidu sous
vide (SR VR)
est envoyée par la conduite 1 dans une section d'hydroconversion 20 (noté H-
OilRc sur
la figure 1) permettant de produire après séparation (non représenté) une
fraction (4)
comprenant une coupe essence (N) et une coupe gazole (GO), une fraction (5)
gazole
sous vide (VGO) et une fraction résiduelle (3) non convertie (VR). La fraction
gazole
sous vide (VGO) est ensuite envoyée par la conduite 5 vers une section
d'hydrocraquage 30. Cette fraction peut être envoyée dans la section
(HCK) en mélange avec une fraction B de gazole sous vide de distillation (SR
VGO).
L'effluent issu de la section d'hydrocraquage est ensuite séparé dans la zone
de
25 fractionnement 40 (noté FRAC dans la figure 1) en une fraction essence (12,
N), une
fraction gazole (13, GO) et une fraction gazole sous vide (14, VGO). Pour
maximiser le
rendement en fraction gazole, au moins une partie du VGO est renvoyée par la
conduite
9 dans la première section d'hydroconversion 20. Ce VGO est en partie craqué
dans la
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section d'hydroconversion et le VGO non-converti est à son tour converti
partiellement
dans la section 30 d'hydrocraquage. Ainsi, par rapport au schéma de l'art
antérieur
représenté à la figure 0 et dont la légende est identique à celle de la figure
1, le
rendement en VGO (14) du procédé peut passer de 5% poids à moins de 1% poids
au
profit d'une coproduction additionnelle en fraction gazole (13) à haute valeur
ajoutée.
Deuxième variante du procédé selon l'invention
Une deuxième variante du procédé selon l'invention appelée mise en oeuvre 2D
, met
en oeuvre une étape de désasphaltage.
Cette variante se distingue de la variante 1D en ce qu'au moins une partie de
la fraction
résiduelle non convertie issue de l'étape b) peut être envoyée dans une étape
de
désasphaltage dans laquelle elle est traitée dans une section d'extraction à
l'aide d'un
solvant dans des conditions permettant d'obtenir une coupe hydrocarbonée
désasphaltée et de l'asphalte résiduel (pitch selon la terminologie anglo-
saxonne).
Cette opération permet d'extraire une grande partie des asphaltènes et de
réduire la
teneur en métaux de la fraction résiduelle non convertie. Lors de cette étape
de
désasphaltage, ces derniers éléments se retrouvent concentrés dans un effluent
appelé
asphalte ou asphalte résiduel.
L'effluent désasphalté, souvent qualifié d'huile désasphaltée (DeAsphalted Oil
selon la
terminologie anglo-saxonne), également appelé DAO, présente une teneur réduite
en
asphaltènes et en métaux.
Selon cette variante du procédé appelée mise en oeuvre 2D , la coupe
hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans
l'étape c) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole sous vide issue
de
l'étape b) et éventuellement avec une fraction gazole sous vide de
distillation directe.
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_
17
L'effluent d'hydrocraquage est ensuite fractionné dans la zone de
fractionnement en
plusieurs fractions dont une fraction essence, une fraction gazole et une
fraction gazole
sous vide non convertie. Au moins une partie de la fraction gazole sous vide
issue de
l'étape e) de fractionnement est recyclée en entrée de l'étape de
désasphaltage, et/ou
en entrée de la première étape d'hydroconversion.
Ainsi, en se référant à la figure 2, la charge A de résidus (SR VR) sous vide
est envoyée
par la conduite 1 dans une section d'hydroconversion 20 (noté H-OilRc sur la
figure 2)
permettant de produire après séparation (non représenté) une fraction (4)
comprenant
une coupe essence (N) et une coupe gazole (GO), une fraction (5) gazole sous
vide
(VGO) et une fraction résiduelle (3) non convertie (VR). La fraction gazole
sous vide
est envoyée par la conduite 5 dans la section d'hydrocraquage 30. La fraction
résiduelle
non convertie (VR) est envoyée par la conduite 3 dans une unité de
désasphaltage 50
(SDA) permettant d'extraire une huile désasphaltée (DAO) et un asphalte
résiduel
(Pitch). La fraction huile désasphaltée (DAO) est ensuite envoyée par la
conduite 15
vers une section d'hydrocraquage (HCK) 30. L'effluent de la section
d'hydrocraquage
est ensuite séparé dans la zone de fractionnement 40 en une fraction essence
(12, N),
une fraction gazole (13, GO) et une fraction gazole sous vide (14, VGO). Pour
maximiser le rendement en fraction gazole, au moins une partie du VGO est
renvoyée
par les conduites 9 et 2 dans l'unité de désasphaltage 50 (SDA). Une partie de
ce VGO
peut être envoyée dans la première section d'hydroconversion 30 par la
conduite 10.
Troisième variante du procédé selon l'invention
La troisième variante du procédé selon l'invention appelée mise en oeuvre 3D
, se
distingue de la deuxième variante en ce que la coupe hydrocarbonée
désasphaltée
issue de l'étape de désasphaltage est envoyée dans une seconde étape
d'hydroconversion en présence d'hydrogène dans des conditions permettant de
produire de préférence après une étape de séparation f) une fraction
comprenant une
coupe essence et une coupe gazole, une fraction gazole sous vide (VGO) et une
fraction résiduelle non convertie. Cette seconde étape d'hydroconversion peut
être mise
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en uvre dans des conditions d'hydrocraquage en lit fixe selon l'invention ou
dans des
conditions d'hydrocraquage en lit bouillonnant.
Selon cette variante, la fraction gazole sous vide issue de l'étape f) de
séparation est
envoyée dans l'étape c) d'hydrocraquage, en mélange avec la fraction gazole
sous vide
issue de l'étape b) et éventuellement avec une fraction gazole sous vide de
distillation
directe.
Selon cette variante du procédé, l'effluent d'hydrocraquage est fractionné
dans la zone
de fractionnement (étape e)) en plusieurs fractions dont une fraction essence,
une
fraction gazole et une fraction gazole sous vide non convertie.
1.0 Selon cette variante de l'invention appelée mise en oeuvre 3D , au
moins une partie
de la fraction gazole sous vide issue de l'étape e) de fractionnement est
recyclée en
entrée de l'étape de désasphaltage, et/ou en entrée de la première étape
d'hydroconversion.
Ainsi, en se référant à la figure 3, la charge A de résidus sous vide (SR VR)
est envoyée
par la conduite 1 dans une section d'hydroconversion 20 (noté H-OilRc sur la
figure 3)
permettant de produire après séparation (non représenté) une fraction (4)
comprenant
une coupe essence (N) et une coupe gazole (GO), une fraction (5) gazole sous
vide
(VGO) et une fraction résiduelle (3) non convertie (VR). La fraction gazole
sous vide
est envoyée par la conduite 5 dans la section d'hydrocraquage (HCK) 30. La
fraction
résiduelle non convertie (VR) est envoyée par la conduite 3 dans une unité de
désasphaltage 50 (SDA) permettant d'extraire une huile désasphaltée (DAO) et
un
asphalte résiduel (Pitch). La fraction huile désasphaltée (DAO) est ensuite
envoyée
dans une section d'hydroconversion 60 (noté H-OilDc sur la figure 3)
permettant de
produire une fraction (18) comprenant une coupe essence (N) et une coupe
gazole
(GO) et une fraction (17) gazole sous vide (VGO) et une fraction résiduelle
(19) non
convertie (VR). La fraction (17) gazole sous vide issue de la section 60 est
ensuite
envoyée par la conduite 5 vers la section d'hydrocraquage 30. L'effluent de la
section
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d'hydrocraquage est ensuite séparé dans la zone de fractionnement 40 en une
fraction
essence (12, N), une fraction gazole (13, GO) et une fraction gazole sous vide
(14,
VGO). Pour maximiser le rendement en fraction gazole, au moins une partie du
VGO est
renvoyée par les conduites 9 et 2 dans l'unité de désasphaltage 50 (SDA). Une
partie de
ce VGO peut être envoyée dans la première section d'hydroconversion 30 par la
conduite 10.
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EXEMPLES
La charge utilisée dans ces exemples présente la composition détaillée au
tableau 1. Il
s'agit d'un résidu sous vide de type Arabian Heavy , donc d'un résidu sous
vide
obtenu par distillation d'un pétrole brut en provenance de la péninsule
arabique.
5 Tableau 1: Composition de la charge utilisée (Résidu sous vide dit
Arabian Heavy )
Propriété Unité Valeur
,
Densité - 1,040
Viscosité à 100 C cSt 5200
Carbone Conradson %poids 23,5
Asphaltènes en C7 %poids 13,8
Nickel ppm 52
Vanadium ppm 140
Azote ppm 5300
Soufre %poids 5,4
Coupe 565 C" * %poids 16,45
*coupe contenant des produits de point d'ébullition inférieur à 565 C.
Cette charge est mise en oeuvre dans les différentes variantes de procédé
illustrées par
10 les schémas de mise en oeuvre 0, 1D, 2D, 3D (représentés respectivement sur
les
figures 0, 1, 2 et 3) sans addition de gazole sous vide de distillation (SR
VGO) à
l'entrée de l' étape d'hydrocraquage (HCK). Par ailleurs pour ce qui concerne
les
schémas de mise en oeuvre 2D et 3D, le recycle de VGO issu du fractionnement
est
uniquement envoyé à l'unité de désasphaltage (SDA), alors qu'il est envoyé à
la
15 première unité d'hydroconversion H-OilRC dans le cas du schéma 1D.
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Les conditions opératoires des sections de conversion H-0iIRC, H-OilDC,
première et
seconde unité d'hydroconversion, HCK (unité d'hydrocraquage) ainsi que de
l'unité de
désasphaltage au solvant (SDA) sont résumées au tableau 2.
Les unités d'hydroconversion H-Oil sont opérées avec des réacteurs en lit
bouillonnant
et l'unité d'hydrocraquage avec un réacteur en lit fixe.
L'unité de désasphaltage est opérée avec une colonne d'extraction.
Tableau 2: Conditions opératoires des unités
Paramètre H-OU RC H-Oil DC HCK SDA
VVH Liquide h-1 0,25 0,3 0,25
Pression MPa 18 17 18 4,5
WABT SOR* C 420 445 385
120 en tête
Température d'extracteur
extracteur 90 en fond
d'extracteur
H2/Charge m3/m3 400 300 1000
Solvant/charge
m3/m3
Entrée
2/1
extracteur
m3/m3
Fond extracteur
4/1
Catalyseurs HOC 458TM HRK 1448TM
HTS 458TM HYK 732TM
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Composition
NiMo/A1203 NiMo/A1203
Catalyseurs
NiMo/
NiMo/A1203 zéolite Y
*Température moyenne pondérée dans le lit catalytique en début de cycle
(VVeighted Average Bed Temperature at Start of Run)
Les catalyseurs utilisés sont des catalyseurs commercialisés par la société
Axens. Le
solvant utilisé dans l'unité SDA est un mélange de butanes comprenant 60% de
nC4 et
40% d'iC4.
Les rendements en produits obtenus sont indiqués au tableau 3 sous la forme du
pourcentage en poids de chaque produit obtenu par rapport au poids initial de
charge
résidu sous vide (SR VR) introduite dans le procédé.
Tableau 3: rendements en produits en fonction du schéma de procédé utilisé
Figure 0 Variante 1D Variante 2D Variante 3D
% poids vs. (Art
SR VR* Antérieur) (Invention) (invention) (invention)
LN 8 8 9 9
HN 9 10 12 12
GO 47 50 55 57
VGO 5 <1 4 <1
VR + brai
22 22 10 11
(Pitch)
Total liquides 91 91 90 90
*LN: Naphta léger (light Naphta), HN : Naphta lourd (Heavy Naphta), GO:
Gazole,
VGO : Gazole sous vide (Vacuum Gasoil), VR: Résidu sous vide (Vacuum Residu),
SR
distillation directe (Straight Runl).
'Selon la terminologie Anglo-saxonne
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,
23
Le tableau 4 indique les propriétés des différents produits obtenus au moyen
des
différents schémas de procédé.
Il apparaît que le rendement en gazole (GO) augmente respectivement de 6,5%,
17% et
21% pour les schémas de mise en oeuvre 1D, 2D et 3D par rapport au schéma
selon
l'art antérieur (schéma 0) pour un rendement en liquide constant (90 ou 91%).
Le
schéma de mise en oeuvre 2D permet de coproduire en sus un peu de gazole sous
vide
(VGO). Le schéma de mise en oeuvre 3D est le plus performant en termes de
rendement en gazole avec une coproduction négligeable de VGO.
Tableau 4: propriété des produits issus de l'hydrocraquage
LN HN GO
Points de C 30-80 80-150 150-370
coupe
Densité - 0,685 0,755 0,825
Soufre ppm <1 <1 < 10
P/N/A* %poids 63/36/1 31/66/3
Cétane - - - 47
_
*Paraffines/Naphtènes/Aromatiques
Le tableau 4 montre que le gazole issu de l'étape d'hydrocraquage est aux
spécifications Euro V hormis pour le cétane. Le déficit de cétane (cétane
moteur mesuré
selon la norme ASTM D613) peut être comblé soit par additivation, soit par
mélange
avec d'autres coupes Gasoil d'indice de cétane plus élevé.
Les naphtas issus de l'étape d'hydrocraquage peuvent être valorisés tel quel,
par
exemple dans des unités de reforming catalytique afin de produire de
l'essence.
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Les distillats issus des unités d'hydroconversion H-Oit (naphta, et GO dans
les schémas
de mise en oeuvre 1D, 2D ou 3D)) nécessitent des étapes d'hydrotraitement afin
d'obtenir des produits aux spécifications commerciales.
Les résidus sous vide (VR issu de l'unité H-0iIRC, VR issu de l'unité H-OilDC
et
asphalte issue du désasphaltage) sont principalement valorisés en tant que
fuel lourd
après ajustement de leur viscosité par mélange avec des distillats disponibles
sur site.
