CA2689990A1 - Hydrotraitement en deux etapes d'une charge issue d'une source renouvelable mettant en oeuvre un premier catalyseur metallique et un deuxieme catalyseur sulfure - Google Patents
Hydrotraitement en deux etapes d'une charge issue d'une source renouvelable mettant en oeuvre un premier catalyseur metallique et un deuxieme catalyseur sulfure Download PDFInfo
- Publication number
- CA2689990A1 CA2689990A1 CA2689990A CA2689990A CA2689990A1 CA 2689990 A1 CA2689990 A1 CA 2689990A1 CA 2689990 A CA2689990 A CA 2689990A CA 2689990 A CA2689990 A CA 2689990A CA 2689990 A1 CA2689990 A1 CA 2689990A1
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- metal
- catalyst
- group
- group viii
- group vib
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Abandoned
Links
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 79
- 239000002184 metal Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 46
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical group [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 28
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 16
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 14
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 9
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 9
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical group [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010941 cobalt Chemical group 0.000 claims description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical group [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical group [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- -1 silica-aluminas Chemical compound 0.000 claims description 4
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 3
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000003863 metallic catalyst Substances 0.000 claims description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052697 platinum Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000005457 triglyceride group Chemical group 0.000 claims description 2
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 235000014593 oils and fats Nutrition 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 5
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N Dimethyl disulfide Natural products CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 3
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 2
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 2
- 150000004702 methyl esters Chemical class 0.000 description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 238000004313 potentiometry Methods 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 2
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus decaoxide Chemical compound O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000017060 Arachis glabrata Nutrition 0.000 description 1
- 244000105624 Arachis hypogaea Species 0.000 description 1
- 235000010777 Arachis hypogaea Nutrition 0.000 description 1
- 235000018262 Arachis monticola Nutrition 0.000 description 1
- 240000002791 Brassica napus Species 0.000 description 1
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen disulfide Chemical compound SS BWGNESOTFCXPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 description 1
- 244000020551 Helianthus annuus Species 0.000 description 1
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 1
- 240000007817 Olea europaea Species 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BKHJHGONWLDYCV-UHFFFAOYSA-N [C]=O.[C] Chemical compound [C]=O.[C] BKHJHGONWLDYCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 235000015241 bacon Nutrition 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 230000008034 disappearance Effects 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N docosanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O UKMSUNONTOPOIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 125000005456 glyceride group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008116 organic polysulfides Chemical class 0.000 description 1
- MOWNZPNSYMGTMD-UHFFFAOYSA-N oxidoboron Chemical class O=[B] MOWNZPNSYMGTMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N palmitic acid group Chemical group C(CCCCCCCCCCCCCCC)(=O)O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 235000020232 peanut Nutrition 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910000048 titanium hydride Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
- C10G3/42—Catalytic treatment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
- C07C1/20—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon starting from organic compounds containing only oxygen atoms as heteroatoms
- C07C1/207—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon starting from organic compounds containing only oxygen atoms as heteroatoms from carbonyl compounds
- C07C1/2078—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon starting from organic compounds containing only oxygen atoms as heteroatoms from carbonyl compounds by a transformation in which at least one -C(=O)-O- moiety is eliminated
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
- C10G3/42—Catalytic treatment
- C10G3/44—Catalytic treatment characterised by the catalyst used
- C10G3/45—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof
- C10G3/46—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, tungsten metals or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
- C10G3/42—Catalytic treatment
- C10G3/44—Catalytic treatment characterised by the catalyst used
- C10G3/47—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
- C10G3/42—Catalytic treatment
- C10G3/44—Catalytic treatment characterised by the catalyst used
- C10G3/48—Catalytic treatment characterised by the catalyst used further characterised by the catalyst support
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
- C10G3/50—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors or hydrogen generating compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
- C10G51/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural serial stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11C—FATTY ACIDS FROM FATS, OILS OR WAXES; CANDLES; FATS, OILS OR FATTY ACIDS BY CHEMICAL MODIFICATION OF FATS, OILS, OR FATTY ACIDS OBTAINED THEREFROM
- C11C3/00—Fats, oils, or fatty acids by chemical modification of fats, oils, or fatty acids obtained therefrom
- C11C3/12—Fats, oils, or fatty acids by chemical modification of fats, oils, or fatty acids obtained therefrom by hydrogenation
- C11C3/123—Fats, oils, or fatty acids by chemical modification of fats, oils, or fatty acids obtained therefrom by hydrogenation using catalysts based principally on nickel or derivates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1011—Biomass
- C10G2300/1014—Biomass of vegetal origin
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1011—Biomass
- C10G2300/1018—Biomass of animal origin
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
- C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
Abstract
L'invention décrit un procédé d'hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue d'une source renouvelable comprenant : a) une première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opérant en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe et b) une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, opérant en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe.
Description
Hydrotraitement en deux etapes d'une charge issue d'une source renouvelable mettant en oeuvre un premier catalyseur métallique et un deuxième catalyseur sulfure Domaine de l'invention La raréfaction et l'augmentation des prix des produits pétroliers entraînent la recherche de substituts. Dans ce cadre, les produits ex biomasse occupent une place de choix. Aujourd'hui, l'utilisation de la biomasse est orientée majoritairement vers deux filières :
la filière bioester qui transforme les huiles végétales en esters méthylique avant incorporation au pool gazole et la filière éthanol qui transfonne les sucres et l'ainidon en éthanol ou en ETBE (Ethyl tertio butyl ether) avant incorporation au pool essence. Actuellement, les coûts de production de ces bioproduits restent élevés par rapport aux carburants fossiles et ne sont intéressants économiquement que grâce à des incitations fiscales significatives.
Par ailleurs, la disponibilité en terres cultivables ne permettrait pas, selon les experts, de produire plus de 10 % de la consommation actuelle de carburants.
Par contre la production de normales paraffines de haute pureté, pouvant être utilisées dans diverses industries telles que notamment l'industrie alimentaire ou la pétrochimie, implique des tonnages très inférieurs à ceux nécessaires pour les carburants. De plus, la production de tels produits peut se révéler beaucoup plus rentable que celle orientée vers les carburants.
L'invention décrite ici s'inscrit donc dans le cadre de la production de normales paraffines de haute pureté, ayant un nombre de carbone compris entre 6 et 25 et de préférence compris entre 10 et 24 et de préférence destinée à la production de gazole ou de kérosène.
Un objectif de l'invention consiste à fournir un procédé d'hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue d'une source renouvelable comprenant :
a) une première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opérant en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 50 et 300 C, à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa, et à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-l et b) une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, opérant en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active
la filière bioester qui transforme les huiles végétales en esters méthylique avant incorporation au pool gazole et la filière éthanol qui transfonne les sucres et l'ainidon en éthanol ou en ETBE (Ethyl tertio butyl ether) avant incorporation au pool essence. Actuellement, les coûts de production de ces bioproduits restent élevés par rapport aux carburants fossiles et ne sont intéressants économiquement que grâce à des incitations fiscales significatives.
Par ailleurs, la disponibilité en terres cultivables ne permettrait pas, selon les experts, de produire plus de 10 % de la consommation actuelle de carburants.
Par contre la production de normales paraffines de haute pureté, pouvant être utilisées dans diverses industries telles que notamment l'industrie alimentaire ou la pétrochimie, implique des tonnages très inférieurs à ceux nécessaires pour les carburants. De plus, la production de tels produits peut se révéler beaucoup plus rentable que celle orientée vers les carburants.
L'invention décrite ici s'inscrit donc dans le cadre de la production de normales paraffines de haute pureté, ayant un nombre de carbone compris entre 6 et 25 et de préférence compris entre 10 et 24 et de préférence destinée à la production de gazole ou de kérosène.
Un objectif de l'invention consiste à fournir un procédé d'hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue d'une source renouvelable comprenant :
a) une première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opérant en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 50 et 300 C, à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa, et à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-l et b) une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, opérant en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active
2 hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au inoins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une teinpérature comprise entre 200 et 450 C, à une pression comprise entre 1 MPa et 10 MPa, à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et à
une quantité totale d'hydrogène mélangée à la cliarge étant telle que le rapport hydrogène sur charge est compris entre 50 et 1 000 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge.
Un avantage de l'invention est de fournir un enchaînement constitué d'un premier catalyseur métallique plus actif sélectivement en hydrogénation, permettant d'opérer lors de cette étape à
des tenlpératures plus basses, suivi d'un deuxième catalyseur sulfuré
permettant de maximiser le rendement en hydrogénation.
Description de l'invention Il a maintenant été trouvé un procédé d'hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue d'une source renouvelable comprenant :
a)une première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opérant en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 50 et 300 C, à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa, et à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et b) une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, opérant en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 200 et 450 C, à une pression comprise entre 1 MPa et 10 MPa, à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et à une quantité totale d'hydrogène
une quantité totale d'hydrogène mélangée à la cliarge étant telle que le rapport hydrogène sur charge est compris entre 50 et 1 000 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge.
Un avantage de l'invention est de fournir un enchaînement constitué d'un premier catalyseur métallique plus actif sélectivement en hydrogénation, permettant d'opérer lors de cette étape à
des tenlpératures plus basses, suivi d'un deuxième catalyseur sulfuré
permettant de maximiser le rendement en hydrogénation.
Description de l'invention Il a maintenant été trouvé un procédé d'hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue d'une source renouvelable comprenant :
a)une première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opérant en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 50 et 300 C, à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa, et à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et b) une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, opérant en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 200 et 450 C, à une pression comprise entre 1 MPa et 10 MPa, à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et à une quantité totale d'hydrogène
3 mélangée à la charge étant telle que le rapport hydrogène sur charge est compris entre 50 et 1 000 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge.
Conformément à l'étape a) du procédé selon l'invention, le premier catalyseur métallique comprend une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, le métal du groupe VIII étant de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, le palladium et le platine, de manière très préférée, le métal du groupe VIII étant le nickel et le métal du groupe VIB étant de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, de manière très préférée, le métal du groupe VIB
étant le molybdène.
Avantageusement, on utilise également les associations de métaux suivantes :
nickel-molybdène et cobalt-molybdène.
Selon un mode de réalisation très préféré de l'étape a) du procédé selon l'invention, ledit premier catalyseur métallique mis en oeuvre dans la première étape, dite étape de pré
hydrogénation douce, comprend un support minéral amorphe et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII, le métal du groupe VIII étant le nickel.
La teneur en métal du groupe VIII, noble ou non noble, est avantageusement comprise entre 0,5 et 20 % poids et de préférence entre 5 et 10 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur. La teneur en métal du groupe VIB est avantageusement comprise entre 0,5 et 20 %
poids et de préférence entre 7 et 17 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
Selon un mode de réalisation préféré de l'étape a) du procédé selon l'invention, ledit premier catalyseur métallique, mis en oeuvre dans la première étape, dite étape de pré
hydrogénation douce, comprend un support minéral amorphe choisi parmi l'alumine, la silice ou la silice alumine.
Conformément au procédé selon l'invention, une première étape, dite étape de pré
hydrogénation douce, opère en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une
Conformément à l'étape a) du procédé selon l'invention, le premier catalyseur métallique comprend une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, le métal du groupe VIII étant de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt, le palladium et le platine, de manière très préférée, le métal du groupe VIII étant le nickel et le métal du groupe VIB étant de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, de manière très préférée, le métal du groupe VIB
étant le molybdène.
Avantageusement, on utilise également les associations de métaux suivantes :
nickel-molybdène et cobalt-molybdène.
Selon un mode de réalisation très préféré de l'étape a) du procédé selon l'invention, ledit premier catalyseur métallique mis en oeuvre dans la première étape, dite étape de pré
hydrogénation douce, comprend un support minéral amorphe et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII, le métal du groupe VIII étant le nickel.
La teneur en métal du groupe VIII, noble ou non noble, est avantageusement comprise entre 0,5 et 20 % poids et de préférence entre 5 et 10 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur. La teneur en métal du groupe VIB est avantageusement comprise entre 0,5 et 20 %
poids et de préférence entre 7 et 17 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
Selon un mode de réalisation préféré de l'étape a) du procédé selon l'invention, ledit premier catalyseur métallique, mis en oeuvre dans la première étape, dite étape de pré
hydrogénation douce, comprend un support minéral amorphe choisi parmi l'alumine, la silice ou la silice alumine.
Conformément au procédé selon l'invention, une première étape, dite étape de pré
hydrogénation douce, opère en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une
4 phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe et est suivie d'une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, qui elle, opère en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe.
Selon un mode de réalisation préféré de l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, le métal non noble du groupe VIII étant de préférence choisi panni le nickel et le cobalt, et de manière préférée, le métal non noble du groupe VIII étant le nickel, et le métal du groupe VIB
étant de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, et de manière préférée, le métal du groupe VIB étant le molybdène.
Selon un mode de réalisation très préféré de l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur sulfuré mis en oeuvre dans la deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, comprend un support minéral amorphe et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII, le métal non noble du groupe VIII
étant le nickel et d'au moins un métal du groupe VIB, le métal du groupe VIB
étant le molybdène.
La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII dans ledit deuxième catalyseur sulfuré est avantageusement comprise entre 5 et 40 % poids et de manière préférée comprise entre 7 et 30 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
Le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII, dans ledit deuxième catalyseur sulfuré, est avantageusement compris entre 20 et 1 et de manière préférée entre 10 et 2.
Un deuxième catalyseur sulfuré préféré, mis en oeuvre dans l'étape b) du procédé selon l'invention, comprend avantageusement une teneur en oxyde de nickel (NiO) comprise entre 0,5 et 10 % poids et de préférence comprise entre 1 et 5 % en poids et une teneur en oxyde de molybdène (Mo03) comprise entre 1 et 30 % poids et de préférence comprise entre 5 et 25 %
poids sur un support minéral amorphe, les pourcentages étant exprimés en %
poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
Selon un mode de réalisation préféré de l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, le métal non noble du groupe VIII étant de préférence choisi panni le nickel et le cobalt, et de manière préférée, le métal non noble du groupe VIII étant le nickel, et le métal du groupe VIB
étant de préférence choisi parmi le molybdène et le tungstène, et de manière préférée, le métal du groupe VIB étant le molybdène.
Selon un mode de réalisation très préféré de l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur sulfuré mis en oeuvre dans la deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, comprend un support minéral amorphe et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII, le métal non noble du groupe VIII
étant le nickel et d'au moins un métal du groupe VIB, le métal du groupe VIB
étant le molybdène.
La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII dans ledit deuxième catalyseur sulfuré est avantageusement comprise entre 5 et 40 % poids et de manière préférée comprise entre 7 et 30 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
Le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII, dans ledit deuxième catalyseur sulfuré, est avantageusement compris entre 20 et 1 et de manière préférée entre 10 et 2.
Un deuxième catalyseur sulfuré préféré, mis en oeuvre dans l'étape b) du procédé selon l'invention, comprend avantageusement une teneur en oxyde de nickel (NiO) comprise entre 0,5 et 10 % poids et de préférence comprise entre 1 et 5 % en poids et une teneur en oxyde de molybdène (Mo03) comprise entre 1 et 30 % poids et de préférence comprise entre 5 et 25 %
poids sur un support minéral amorphe, les pourcentages étant exprimés en %
poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
5 Selon un mode de réalisation préféré de l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend au moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le silicium, le fluor et le bore, la teneur en élément dopant en poids d'oxyde dudit élément étant inférieure à 20 % par rapport à la masse totale du catalyseur et de manière préférée inférieure à 10 % par rapport à la masse totale du catalyseur.
Cet élément dopant peut être avantageusement introduit dans la matrice ou de préférence être déposé sur le support. On peut également déposer du silicium sur le support, seul ou avec le phosphore et/ou le bore et/ou le fluor.
Selon un mode de réalisation préféré de l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend un support minéral amorphe choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie et les argiles, pris seuls ou en mélange.
Ledit support peut avantageusement également renfermer d'autres composés tel que par exemple des oxydes choisis dans le groupe formé par les oxydes de bore, la zircone, l'oxyde de titane et l'anhydride phosphorique, pris seuls ou en mélange.
De manière très préférée, on utilise un support alumine et de manière encore plus préférée, un support alumine rl, S ou y.
Conformément à l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur est un catalyseur sulfuré, il convient donc de le maintenir au contact d'une pression partielle H2S
suffisante pour éviter sa désulfuration en présence d'hydrogène et aux températures de la réaction. Dans ce but, et de façon classique, il est ajouté à la charge ou directement dans le réacteur, de l'hydrogène sulfüré ou au moins un composé soufré se décomposant en H2S dans les conditions de la deuxième étape.
Cet élément dopant peut être avantageusement introduit dans la matrice ou de préférence être déposé sur le support. On peut également déposer du silicium sur le support, seul ou avec le phosphore et/ou le bore et/ou le fluor.
Selon un mode de réalisation préféré de l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend un support minéral amorphe choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie et les argiles, pris seuls ou en mélange.
Ledit support peut avantageusement également renfermer d'autres composés tel que par exemple des oxydes choisis dans le groupe formé par les oxydes de bore, la zircone, l'oxyde de titane et l'anhydride phosphorique, pris seuls ou en mélange.
De manière très préférée, on utilise un support alumine et de manière encore plus préférée, un support alumine rl, S ou y.
Conformément à l'étape b) du procédé selon l'invention, ledit deuxième catalyseur est un catalyseur sulfuré, il convient donc de le maintenir au contact d'une pression partielle H2S
suffisante pour éviter sa désulfuration en présence d'hydrogène et aux températures de la réaction. Dans ce but, et de façon classique, il est ajouté à la charge ou directement dans le réacteur, de l'hydrogène sulfüré ou au moins un composé soufré se décomposant en H2S dans les conditions de la deuxième étape.
6 On peut citer comme composé soufré le dimétyl-disulfure (DMDS), le disulfure de carbone (CS2), les polysulfures organiques, les mercaptans, les sulfures, les disulfures, les composés oxygénés du soufre, le soufre élémentaire dissous et/ou partiellement en suspension.
Selon un mode de réalisation préféré du procédé selon l'invention, la première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opère en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant un support alumine et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII, le métal du groupe VIII étant le nickel, et la deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, qui elle opère en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré
comprenant un support alumine et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et d'au moins un métal du groupe VIB, le métal non noble du groupe VIII étant le nickel et le métal du groupe VIB étant le molybdène.
Les charges issues de sources renouvelables mises en oeuvre dans le procédé
d'hydrotraitement selon l'invention sont avantageusement constituées par les huiles et graisses d'origine végétale ou animale, ou des mélanges de telles charges, contenant des triglycérides et/ou des acides gras et/ou des esters. Parmi les huiles végétales possibles, elles peuvent être brutes ou raffinées, totalement ou en partie, et issues des végétaux suivants : colza, tournesol, soja, palme, palmiste, olive, noix de coco, cette liste n'étant pas limitative. Parmi les graisses possibles, on peut citer toutes les graisses animales telles que le lard ou les graisses composés de résidus de l'industrie alimentaire ou issus des industries de la restauration.
Les charges ainsi définies contiennent des structures triglycérides et/ou acides gras et leurs esters, dont les chaînes grasses contiennent un nombre d'atomes de carbone compris entre 6 et 25.
Ces charges sont quasiment ou totalement exemptes de composés sulfurés et azotés et ne contiennent pas d'hydrocarbures aromatiques.
De manière avantageuse, la charge peut subir préalablement au procédé
d'hydrotraitement en deux étapes selon l'invention, une étape de pré-traitement ou pré-raffinage de façon à
éliminer, par un traitement approprié, des contaminants tels que des métaux, des composés alcalins, des alcalino-terreux et du phosphore, par exemple sur des résines échangeuses d'ions.
Selon un mode de réalisation préféré du procédé selon l'invention, la première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opère en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant un support alumine et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII, le métal du groupe VIII étant le nickel, et la deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, qui elle opère en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré
comprenant un support alumine et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et d'au moins un métal du groupe VIB, le métal non noble du groupe VIII étant le nickel et le métal du groupe VIB étant le molybdène.
Les charges issues de sources renouvelables mises en oeuvre dans le procédé
d'hydrotraitement selon l'invention sont avantageusement constituées par les huiles et graisses d'origine végétale ou animale, ou des mélanges de telles charges, contenant des triglycérides et/ou des acides gras et/ou des esters. Parmi les huiles végétales possibles, elles peuvent être brutes ou raffinées, totalement ou en partie, et issues des végétaux suivants : colza, tournesol, soja, palme, palmiste, olive, noix de coco, cette liste n'étant pas limitative. Parmi les graisses possibles, on peut citer toutes les graisses animales telles que le lard ou les graisses composés de résidus de l'industrie alimentaire ou issus des industries de la restauration.
Les charges ainsi définies contiennent des structures triglycérides et/ou acides gras et leurs esters, dont les chaînes grasses contiennent un nombre d'atomes de carbone compris entre 6 et 25.
Ces charges sont quasiment ou totalement exemptes de composés sulfurés et azotés et ne contiennent pas d'hydrocarbures aromatiques.
De manière avantageuse, la charge peut subir préalablement au procédé
d'hydrotraitement en deux étapes selon l'invention, une étape de pré-traitement ou pré-raffinage de façon à
éliminer, par un traitement approprié, des contaminants tels que des métaux, des composés alcalins, des alcalino-terreux et du phosphore, par exemple sur des résines échangeuses d'ions.
7 Des traitements appropriés peuvent par exemple être des traitements thermiques et/ou chimiques bien connus de l'homme du métier.
Selon un mode de réalisation préféré du procédé d'hydrotraitement selon l'invention, la première étape dudit procédé, dite étape de pré hydrogénation douce, consiste en une préhydrogénation douce d'au moins 50% des doubles liaisons contenues dans la cllaîne hydrocarbonée des acides gras de ladite charge, de manière préférée d'au moins 80% des doubles liaisons, de manière très préférée, d'au moins 90% des doubles liaisons et de manière encore plus préférée d'au moins 99% des doubles liaisons, suivie d'une deuxième étape de traitement consistant en une hydrogénation d'au moins 50% des fonctions esters contenues dans la chaîne hydrocarbonée des acides gras de ladite charge, de manière préférée d'au moins 80% des doubles liaisons, de manière très préférée, d'au moins 90% des fonctions esters et de manière encore plus préférée, d'au moins 99% des fonctions esters.
Les doubles liaisons des chaînes hydrocarbonées peuvent être dosées par plusieurs méthodes analytiques :
^ la mesure de l'indice d'iode consiste à mesurer la quantité de diiode (12), capable de se fixer sur les insaturations des chaînes hydrocarbonées. La valeur mesurée est donc exprimée en mg de IZ fixé sur 100 g de produit. Appliquée aux acides gras, l'indice d'iode est par exemple de 90 sur l'acide oléique, 181 pour l'acide linoléique et 274 pour le linolénique. L'indice d'iode est mesuré dans les esters méthyliques d'huiles végétales (EMHV), selon la méthode normalisée EN 14111. On peut égaleinent citer parmi les autres méthodes normalisées les méthodes ASTM D1959 et ASTM D5554.
^ la mesure de l'indice de brome ou nombre de brome est une mesure par potentiométrie.
L'indice de brome s'applique pour des teneurs inférieures à 1000 mg/100g de produit, selon la norme ASTM D2710. Le nombre de brome concerne des dosages par potentiométrie pour des teneurs supérieures à 1 g/100g de produit, selon la norme ASTM
D1159.
La présence de fonctions esters est mise en évidence selon une méthode de spectrométrie infra-rouge. Le principe de la méthode repose sur la présence d'une bande infra-rouge
Selon un mode de réalisation préféré du procédé d'hydrotraitement selon l'invention, la première étape dudit procédé, dite étape de pré hydrogénation douce, consiste en une préhydrogénation douce d'au moins 50% des doubles liaisons contenues dans la cllaîne hydrocarbonée des acides gras de ladite charge, de manière préférée d'au moins 80% des doubles liaisons, de manière très préférée, d'au moins 90% des doubles liaisons et de manière encore plus préférée d'au moins 99% des doubles liaisons, suivie d'une deuxième étape de traitement consistant en une hydrogénation d'au moins 50% des fonctions esters contenues dans la chaîne hydrocarbonée des acides gras de ladite charge, de manière préférée d'au moins 80% des doubles liaisons, de manière très préférée, d'au moins 90% des fonctions esters et de manière encore plus préférée, d'au moins 99% des fonctions esters.
Les doubles liaisons des chaînes hydrocarbonées peuvent être dosées par plusieurs méthodes analytiques :
^ la mesure de l'indice d'iode consiste à mesurer la quantité de diiode (12), capable de se fixer sur les insaturations des chaînes hydrocarbonées. La valeur mesurée est donc exprimée en mg de IZ fixé sur 100 g de produit. Appliquée aux acides gras, l'indice d'iode est par exemple de 90 sur l'acide oléique, 181 pour l'acide linoléique et 274 pour le linolénique. L'indice d'iode est mesuré dans les esters méthyliques d'huiles végétales (EMHV), selon la méthode normalisée EN 14111. On peut égaleinent citer parmi les autres méthodes normalisées les méthodes ASTM D1959 et ASTM D5554.
^ la mesure de l'indice de brome ou nombre de brome est une mesure par potentiométrie.
L'indice de brome s'applique pour des teneurs inférieures à 1000 mg/100g de produit, selon la norme ASTM D2710. Le nombre de brome concerne des dosages par potentiométrie pour des teneurs supérieures à 1 g/100g de produit, selon la norme ASTM
D1159.
La présence de fonctions esters est mise en évidence selon une méthode de spectrométrie infra-rouge. Le principe de la méthode repose sur la présence d'une bande infra-rouge
8 spécifique de la fonction ester. L'hydrogénation des fonctions esters se traduit donc par une disparition de la bande spécifique détectée en infra-rouge.
La première étape de traiteinent de ladite charge consistant en une pré
hydrogénation douce est destinée à saturer les doubles liaisons contenues dans la chaîne hydrocarbonée des acides gras de la charge, de façon à éviter les réactions secondaires des doubles liaisons telles que par exemples des réactions de polymérisation aboutissant à la formation de coke ou de gommes. Cette première étape de pré hydrogénation opère avantageusement en présence du premier catalyseur métallique décrit ci-dessus et à une température comprise entre 50 et 300 C, de façon préférée entre 50 et 200 C et de manière encore plus préférée entre 100 et 200 C, et à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa.
La vitesse spatiale horaire sur le catalyseur est comprise entre 0,1 h 1 et 10 h"1.
La quantité d'hydrogène consommée lors de cette étape de préhydrogénation douce est comprise entre 0.5 et 1 1o poids d'hydrogène par rapport à la charge.
L'effluent issu de cette première étape de préhydrogénation douce est ensuite mis en contact dans une deuxième étape de traitement de ladite charge avec le deuxième catalyseur sulfuré
décrit ci-dessus, ladite deuxième étape de traitement opérant à une température comprise entre 200 et 450 C et de préférence entre 220 et 350 C. La pression est comprise entre 1 MPa et 10 MPa et de manière préférée entre 2 MPa et 6 MPa. La vitesse spatiale horaire sur le catalyseur est coinprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1. La charge est mise en contact avec le catalyseur en présence d'hydrogène. La quantité totale d'hydrogène mélangée à la charge est telle que le rapport hydrogène sur charge est compris entre 50 et 1 000 Nin3 d'hydrogène par m3 de charge et de préférence entre 100 et 500 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge. La consommation d'hydrogène lors de cette deuxième étape est typiquement comprise entre 2 et 3% poids par rapport à la charge de départ.
Ladite deuxième étape de traitement de la charge, opérant à des conditions opératoires plus sévères que celles de ladite première étape de pré hydrogénation douce permet avantageusement l'hydrogénation d'au moins 50% des fonctions esters contenues dans la chaîne hydrocarbonée des acides gras de la charge, de préférence d'au moins 80%, de manière
La première étape de traiteinent de ladite charge consistant en une pré
hydrogénation douce est destinée à saturer les doubles liaisons contenues dans la chaîne hydrocarbonée des acides gras de la charge, de façon à éviter les réactions secondaires des doubles liaisons telles que par exemples des réactions de polymérisation aboutissant à la formation de coke ou de gommes. Cette première étape de pré hydrogénation opère avantageusement en présence du premier catalyseur métallique décrit ci-dessus et à une température comprise entre 50 et 300 C, de façon préférée entre 50 et 200 C et de manière encore plus préférée entre 100 et 200 C, et à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa.
La vitesse spatiale horaire sur le catalyseur est comprise entre 0,1 h 1 et 10 h"1.
La quantité d'hydrogène consommée lors de cette étape de préhydrogénation douce est comprise entre 0.5 et 1 1o poids d'hydrogène par rapport à la charge.
L'effluent issu de cette première étape de préhydrogénation douce est ensuite mis en contact dans une deuxième étape de traitement de ladite charge avec le deuxième catalyseur sulfuré
décrit ci-dessus, ladite deuxième étape de traitement opérant à une température comprise entre 200 et 450 C et de préférence entre 220 et 350 C. La pression est comprise entre 1 MPa et 10 MPa et de manière préférée entre 2 MPa et 6 MPa. La vitesse spatiale horaire sur le catalyseur est coinprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1. La charge est mise en contact avec le catalyseur en présence d'hydrogène. La quantité totale d'hydrogène mélangée à la charge est telle que le rapport hydrogène sur charge est compris entre 50 et 1 000 Nin3 d'hydrogène par m3 de charge et de préférence entre 100 et 500 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge. La consommation d'hydrogène lors de cette deuxième étape est typiquement comprise entre 2 et 3% poids par rapport à la charge de départ.
Ladite deuxième étape de traitement de la charge, opérant à des conditions opératoires plus sévères que celles de ladite première étape de pré hydrogénation douce permet avantageusement l'hydrogénation d'au moins 50% des fonctions esters contenues dans la chaîne hydrocarbonée des acides gras de la charge, de préférence d'au moins 80%, de manière
9 préférée d'au moins 90% et de manière encore plus préférée d'au moins 99% des fonctions esters.
La présence de fonctions esters est mise en évidence selon la méthode de spectrométrie infra-rouge définie plus haut.
L'effluent hydrotraité issu du procédé d'hydrotraitement en deux étapes du procédé selon l'invention est ensuite soumis au moins en partie, et de préférence en totalité, à une ou plusieurs séparations.
Le but de cette étape est de séparer les gaz du liquide, et notamment de récupérer les gaz riches en hydrogène pouvant contenir également des gaz tels que du monoxyde de carbone (CO), du dioxyde de carbone (CO2) et du propane, et au moins un effluent liquide hydrocarboné constitué d'au moins 50% poids de n- paraffines linéaires, de manière préférée d'au moins 80% poids, de manière très préférée d'au moins 90% poids et de manière encore plus préféré d'au moins 98% poids de n paraffines linéaires et ayant un nombre d'atomes de carbone compris entre 6 et 25.
La mesure des teneurs en paraffines (normales paraffines et iso-paraffines) est réalisée selon une méthode chromatographique. Un couplage avec un spectromètre de masse est utilisé.
Cette méthode donne également accès aux teneurs en oléfines, en naphtènes et en aromatiques (analyse PONA).
Une partie de l'eau formée lors du procédé d'hydrotraitement en deux étapes de charges issues de sources renouvelables du procédé selon l'invention est contenue dans l'effluent liquide hydrocarboné, et est avantageusement séparée au moins en partie et de préférence en totalité
de l'effluent liquide hydrocarboné. La séparation peut donc être suivie d'une étape d'élimination de l'eau.
Le mélange de gaz hydrogène (H2) monoxyde de carbone (CO), dioxyde de carbone (C02) et propane séparé, peut ensuite, avantageusement, lui-même subir des traitements connus de l'homme de l'art pour éliminer le monoxyde de carbone (CO) et le dioxyde de carbone (C02) et séparer l'hydrogène du propane, ce dernier pouvant avantageusement être envoyé vers un four de vapocraquage dédié au vapocraquage de gaz liquéfiés.
Exemple 1 5 Étape a) Hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue de sources renouvelables 1) Première étape de pré-hydrogénation douce.
Dans un premier étage constitué par un réacteur régulé de manière à assurer un fonctionnement isothertne, on charge un lit fixe de 40 g de catalyseur de pré-hydrogénation douce à base de nickel sur alumine contenant 15 % poids calculé en nickel et préalablement
La présence de fonctions esters est mise en évidence selon la méthode de spectrométrie infra-rouge définie plus haut.
L'effluent hydrotraité issu du procédé d'hydrotraitement en deux étapes du procédé selon l'invention est ensuite soumis au moins en partie, et de préférence en totalité, à une ou plusieurs séparations.
Le but de cette étape est de séparer les gaz du liquide, et notamment de récupérer les gaz riches en hydrogène pouvant contenir également des gaz tels que du monoxyde de carbone (CO), du dioxyde de carbone (CO2) et du propane, et au moins un effluent liquide hydrocarboné constitué d'au moins 50% poids de n- paraffines linéaires, de manière préférée d'au moins 80% poids, de manière très préférée d'au moins 90% poids et de manière encore plus préféré d'au moins 98% poids de n paraffines linéaires et ayant un nombre d'atomes de carbone compris entre 6 et 25.
La mesure des teneurs en paraffines (normales paraffines et iso-paraffines) est réalisée selon une méthode chromatographique. Un couplage avec un spectromètre de masse est utilisé.
Cette méthode donne également accès aux teneurs en oléfines, en naphtènes et en aromatiques (analyse PONA).
Une partie de l'eau formée lors du procédé d'hydrotraitement en deux étapes de charges issues de sources renouvelables du procédé selon l'invention est contenue dans l'effluent liquide hydrocarboné, et est avantageusement séparée au moins en partie et de préférence en totalité
de l'effluent liquide hydrocarboné. La séparation peut donc être suivie d'une étape d'élimination de l'eau.
Le mélange de gaz hydrogène (H2) monoxyde de carbone (CO), dioxyde de carbone (C02) et propane séparé, peut ensuite, avantageusement, lui-même subir des traitements connus de l'homme de l'art pour éliminer le monoxyde de carbone (CO) et le dioxyde de carbone (C02) et séparer l'hydrogène du propane, ce dernier pouvant avantageusement être envoyé vers un four de vapocraquage dédié au vapocraquage de gaz liquéfiés.
Exemple 1 5 Étape a) Hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue de sources renouvelables 1) Première étape de pré-hydrogénation douce.
Dans un premier étage constitué par un réacteur régulé de manière à assurer un fonctionnement isothertne, on charge un lit fixe de 40 g de catalyseur de pré-hydrogénation douce à base de nickel sur alumine contenant 15 % poids calculé en nickel et préalablement
10 réduit. Sur ce lit fixe, on envoie 100 g/h d'huile de colza pré-raffinée dont la composition est détaillée ci-dessous.
TABLEAU 2: composition de la charge issue de sources renouvelables Glycérides d'acide gras Nature de chaîne grasse en masse Palmitique C 16 :0 4 Palmitoléique C16 :1 <0.5 Stéarique C18 :0 2 Oléique C18 :1 61 Linoléique C 18 :2 20 Linoléique C 18 :3 9 Arachidique C20 :0 <0.5 Gasoléique C20 :1 1 Béhénique C22 :0 <0.5 Erucique C22 :1 <1 100 :1 TPN d'hydrogène par litre de charge (TPN = conditions normales de température et de pression) sont introduits à 150 C sous une pression de 4MPa. Après séparation de l'hydrogène excédentaire on obtient un mélange de glycérides avec un rendeinent très légèrement supérieur à 100 %. L'effluent pré-hydrogéné contient les mêmes chaînes que la charge de départ dans laquelle les doubles liaisons sont quasi totalement hydrogénées. La consommation d'hydrogène qui en résulte est de l'ordre de 0,9 % poids par rapport à la charge.
2) deuxième étape de traitement de la charge Le mélange pré-hydrogéné issu de ce prernier étage est directement envoyé et en totalité dans un deuxième réacteur à fonctionnement isotherme et à lit fixe chargé de 89 g d'un catalyseur
TABLEAU 2: composition de la charge issue de sources renouvelables Glycérides d'acide gras Nature de chaîne grasse en masse Palmitique C 16 :0 4 Palmitoléique C16 :1 <0.5 Stéarique C18 :0 2 Oléique C18 :1 61 Linoléique C 18 :2 20 Linoléique C 18 :3 9 Arachidique C20 :0 <0.5 Gasoléique C20 :1 1 Béhénique C22 :0 <0.5 Erucique C22 :1 <1 100 :1 TPN d'hydrogène par litre de charge (TPN = conditions normales de température et de pression) sont introduits à 150 C sous une pression de 4MPa. Après séparation de l'hydrogène excédentaire on obtient un mélange de glycérides avec un rendeinent très légèrement supérieur à 100 %. L'effluent pré-hydrogéné contient les mêmes chaînes que la charge de départ dans laquelle les doubles liaisons sont quasi totalement hydrogénées. La consommation d'hydrogène qui en résulte est de l'ordre de 0,9 % poids par rapport à la charge.
2) deuxième étape de traitement de la charge Le mélange pré-hydrogéné issu de ce prernier étage est directement envoyé et en totalité dans un deuxième réacteur à fonctionnement isotherme et à lit fixe chargé de 89 g d'un catalyseur
11 de deuxième étape de traitement de la charge, ledit catalyseur comportant une phase hydrodéshydrogénante constituée de nickel et de molybdène et présentant une teneur en oxyde de nickel égale à 4,3 % poids et une teneur en oxyde de molybdène égale à 21,5 %
poids sur un support alumine, le catalyseur étant préalablement sulfuré. 150 :
1 TPN d'H2 par litre de charge sont introduits dans ce réacteur maintenu à 300 C sous ùne pression de 4 MPa.
Étape b) : séparation de l'effluent issu de l'étape a) La totalité de l'effluent hydrotraité issu de l'étape a) du procédé selon l'invention est séparée de manière à récupérer un gaz riche en hydrogène et un effluent liquide hydrocarboné
paraffinique que l'on sépare de l'eau produite. Les rendements obtenus sont indiqués dans le tableau suivant :
Composés Rendements (% pds/charge) CO 0.42 C02 3.53 Cl 0.10 C2 0.12 Ç3 3.21 C4 0.03 C5 0.05 effluent liquide 85.7 hydrocarboné paraffinique H20 8.52 Total 101.68 H2 consommé 1.68 (% pds/charge) L'effluent liquide hydrocarboné paraffinique ainsi obtenu est analysé par une méthode de chromatographie en phase gazeuse, couplée avec un spectromètre de masse: il est constitué de 98 % poids de n paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone de 6 à 25 et de 2 %
d'isoparaffines s'échelonnant de C17 à C21. Les n paraffines sont à plus de 95 % comprises dans la ganune C16 à C22.
poids sur un support alumine, le catalyseur étant préalablement sulfuré. 150 :
1 TPN d'H2 par litre de charge sont introduits dans ce réacteur maintenu à 300 C sous ùne pression de 4 MPa.
Étape b) : séparation de l'effluent issu de l'étape a) La totalité de l'effluent hydrotraité issu de l'étape a) du procédé selon l'invention est séparée de manière à récupérer un gaz riche en hydrogène et un effluent liquide hydrocarboné
paraffinique que l'on sépare de l'eau produite. Les rendements obtenus sont indiqués dans le tableau suivant :
Composés Rendements (% pds/charge) CO 0.42 C02 3.53 Cl 0.10 C2 0.12 Ç3 3.21 C4 0.03 C5 0.05 effluent liquide 85.7 hydrocarboné paraffinique H20 8.52 Total 101.68 H2 consommé 1.68 (% pds/charge) L'effluent liquide hydrocarboné paraffinique ainsi obtenu est analysé par une méthode de chromatographie en phase gazeuse, couplée avec un spectromètre de masse: il est constitué de 98 % poids de n paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone de 6 à 25 et de 2 %
d'isoparaffines s'échelonnant de C17 à C21. Les n paraffines sont à plus de 95 % comprises dans la ganune C16 à C22.
Claims (15)
1. Procédé d'hydrotraitement en deux étapes d'une charge issue d'une source renouvelable comprenant :
a) une première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opérant en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 50 et 300 °C, à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa, et à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et b) une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, opérant en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 200 et 450 °C, à une pression comprise entre 1 MPa et 10 MPa, à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et à
une quantité totale d'hydrogène mélangée à la charge étant telle que le rapport hydrogène sur charge est compris entre 50 et 1 000 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge.
a) une première étape, dite étape de pré hydrogénation douce, opérant en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 50 et 300 °C, à une pression partielle d'hydrogène comprise entre 0,1 et 10 MPa, et à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et b) une deuxième étape, dite deuxième étape de traitement, opérant en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB et un support minéral amorphe, opérant à une température comprise entre 200 et 450 °C, à une pression comprise entre 1 MPa et 10 MPa, à une vitesse spatiale horaire sur le catalyseur comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et à
une quantité totale d'hydrogène mélangée à la charge étant telle que le rapport hydrogène sur charge est compris entre 50 et 1 000 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge.
2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel ledit premier catalyseur métallique comprend une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, le métal du groupe VIII étant choisi parmi le nickel et le cobalt, le palladium et le platine et le métal du groupe VIB étant choisi parmi le molybdène et le tungstène.
3. Procédé selon la revendication 2 dans lequel ledit premier catalyseur métallique comprend une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, le métal du groupe VIII étant le nickel et le métal du groupe VIB étant le molybdène.
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3 dans lequel ledit premier catalyseur métallique comprend un support minéral amorphe et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII, le métal du groupe VIII étant le nickel.
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4 dans lequel la teneur en métal du groupe VIII est comprise entre 0,5 et 20 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur et la teneur en métal du groupe VIB est comprise entre 0,5 et 20 %
poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5 dans lequel ledit premier catalyseur métallique comprend un support minéral amorphe choisi parmi l'alumine, la silice ou la silice alumine.
7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6 dans lequel ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et/ou au moins un métal du groupe VIB, le métal non noble du groupe VIII étant choisi parmi le nickel et le cobalt et le métal du groupe VIB étant choisi parmi le molybdène et le tungstène.
8. Procédé selon la revendication 7 dans lequel le métal non noble du groupe VIII
est le nickel et le métal du groupe VIB est le molybdène.
est le nickel et le métal du groupe VIB est le molybdène.
9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8 dans lequel ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend un support minéral amorphe et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII, le métal non noble du groupe VIII étant le nickel et d'au moins un métal du groupe VIB, le métal du groupe VIB étant le molybdène.
10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9 dans lequel la teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII dans ledit deuxième catalyseur sulfuré est comprise entre 5 et 40 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur.
11. Procédé selon l'une des revendications 1 à 10 dans lequel ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend une teneur en oxyde de nickel (NiO) comprise entre 0.5 et 10 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur et une teneur en oxyde de molybdène (MoO3) comprise entre 1 et 30 % poids par rapport à la masse totale du catalyseur sur un support minéral amorphe.
12. Procédé selon l'une des revendications 7 à 11 dans lequel ledit deuxième catalyseur sulfuré comprend un support minéral amorphe choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie et les argiles, pris seuls ou en mélange.
13. Procédé selon la revendication 12 dans lequel ledit support est un support alumine.
14. Procédé selon l'une des revendications 1 à 13 dans lequel la première étape opère en présence d'un premier catalyseur métallique comprenant un support alumine et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal du groupe VIII, le métal du groupe VIII étant le nickel, et dans lequel la deuxième étape opère en présence d'un deuxième catalyseur sulfuré comprenant un support alumine et une phase active hydrodéshydrogénante constituée d'au moins un métal non noble du groupe VIII et d'au moins un métal du groupe VIB, le métal non noble du groupe VIII étant le nickel et le métal du groupe VIB étant le molybdène.
15. Procédé d'hydrotraitement selon l'une des revendications 1 à 14 dans lequel les charges issues d'une source renouvelable sont les huiles et graisses d'origine végétale ou animale, ou des mélanges de telles charges, contenant des triglycérides et/ou des acides gras et/ou des esters, lesdites huiles végétales pouvant être brutes ou raffinées, totalement ou en partie, lesdites charges contenant des structures triglycérides et/ou acides gras et leurs esters, dont les chaînes grasses contiennent un nombre d'atomes de carbone compris entre 6 et 25.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0704226A FR2917423B1 (fr) | 2007-06-12 | 2007-06-12 | Hydrotraitement en deux etapes d'une charge issue d'une source renouvelable mettant en oeuvre un premier catalyseur metallique et un deuxieme catalyseur sulfure |
FR0704226 | 2007-06-12 | ||
PCT/FR2008/000754 WO2009004180A2 (fr) | 2007-06-12 | 2008-06-03 | Hydrotraitement en deux etapes d'une charge issue d'une source renouvelable mettant en oeuvre un premier catalyseur metallique et un deuxieme catalyseur sulfure |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CA2689990A1 true CA2689990A1 (fr) | 2009-01-08 |
Family
ID=38965679
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CA2689990A Abandoned CA2689990A1 (fr) | 2007-06-12 | 2008-06-03 | Hydrotraitement en deux etapes d'une charge issue d'une source renouvelable mettant en oeuvre un premier catalyseur metallique et un deuxieme catalyseur sulfure |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8674151B2 (fr) |
EP (1) | EP2167614A2 (fr) |
JP (1) | JP5337797B2 (fr) |
KR (1) | KR101509272B1 (fr) |
CN (2) | CN104726126A (fr) |
BR (1) | BRPI0813931A2 (fr) |
CA (1) | CA2689990A1 (fr) |
FR (1) | FR2917423B1 (fr) |
MY (1) | MY157822A (fr) |
WO (1) | WO2009004180A2 (fr) |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2917424B1 (fr) | 2007-06-12 | 2012-10-19 | Inst Francais Du Petrole | Production de charges de vapocraquage a haut rendement en ethylene, propylene et polymeres resultants par hydrotraitement d'huile vegetales |
US8231804B2 (en) | 2008-12-10 | 2012-07-31 | Syntroleum Corporation | Even carbon number paraffin composition and method of manufacturing same |
FR2943071B1 (fr) | 2009-03-10 | 2011-05-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrodesoxygenation de charges issues de sources renouvelables avec conversion limitee en decarboxylation mettant en oeuvre un catalyseur a base de nickel et de molybdene |
FR2949476B1 (fr) * | 2009-09-02 | 2012-08-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables en co-traitement avec une charge petroliere mettant en oeuvre un catalyseur a base de nickel et de molybdene |
FR2949475B1 (fr) * | 2009-09-02 | 2012-04-20 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables en co-traitement avec une charge petroliere mettant en oeuvre un catalyseur a base de molybdene |
FR2951732B1 (fr) * | 2009-10-27 | 2012-08-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement de charges issues de sources renouvelables avec chauffe indirecte mettant en oeuvre un catalyseur a base de nickel et de molybdene presentant un rapport atomique particulier |
FR2951734B1 (fr) * | 2009-10-27 | 2012-08-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement de charges issues de sources renouvelables avec chauffe indirecte |
FR2951733B1 (fr) * | 2009-10-27 | 2012-08-10 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement de charges issues de sources renouvelables avec chauffe indirecte mettant en oeuvre un catalyseur a base de molybdene |
FR2953854B1 (fr) * | 2009-12-16 | 2012-12-28 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables avec pretraitement des charges par dephosphatation a chaud |
JP5864946B2 (ja) * | 2010-08-04 | 2016-02-17 | 新日鐵住金株式会社 | アルミニウム合金板の温間成形用潤滑油、アルミニウム合金板及びその温間成形方法 |
CO6620012A1 (es) * | 2011-08-09 | 2013-02-15 | Ecopetrol Sa | Método mejorado para la obtención de diesel a partir de fuentes renovables mediante el control del nivel de insaturación |
PL221207B1 (pl) * | 2012-11-26 | 2016-03-31 | Inst Chemii Przemysłowej Im Prof Ignacego Mościckiego | Sposób otrzymywania węglowodorów parafinowych z tłuszczów pochodzenia naturalnego |
JP6130516B2 (ja) * | 2013-01-24 | 2017-05-17 | ファンダシオン テクナリア リサーチ アンド イノベイション | 1、4:3、6−ジアンヒドロヘキシトールジ(アルキルカーボネート)類を製造するための改善された方法 |
US20150005551A1 (en) * | 2013-07-01 | 2015-01-01 | Syntroleum Corporation | Method of processing adulterated biomass feedstocks |
WO2016064362A1 (fr) | 2014-10-20 | 2016-04-28 | Netaş Telekomüni̇kasyon Anoni̇m Şi̇rketi̇ | Procédé de messagerie chiffrée sur les cartes intelligentes |
CN104610004B (zh) * | 2015-01-30 | 2016-08-24 | 浙江大学 | 一种以微藻油为原料低氢耗制备长链烷烃的方法 |
CN104673352B (zh) * | 2015-01-30 | 2016-09-14 | 浙江大学 | 一种以地沟油为原料低氢耗制备长链烷烃的方法 |
PL233307B1 (pl) * | 2015-08-28 | 2019-09-30 | Inst Chemii Przemyslowej Im Prof Ignacego Moscickiego | Sposób otrzymywania biowęglowodorów ciekłych z olejów pochodzenia naturalnego |
US10876050B2 (en) * | 2019-03-01 | 2020-12-29 | Uop Llc | Process for producing diesel fuel from a biorenewable feed |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5403806A (en) * | 1993-10-22 | 1995-04-04 | Union Oil Company Of California | Phosphorous-containing hydroprocessing catalyst and method of preparation |
JPH07232935A (ja) * | 1994-02-22 | 1995-09-05 | A G Technol Kk | ガラス物品の化学強化方法 |
US5959167A (en) * | 1997-08-25 | 1999-09-28 | The University Of Utah Research Foundation | Process for conversion of lignin to reformulated hydrocarbon gasoline |
EP1120454A3 (fr) * | 2000-01-25 | 2002-01-30 | Haldor Topsoe A/S | Procédé pour la réduction du teneur en composés soufrés et en hydrocarbures poly-aromatiques dans les charges hydrocarbonées |
US7232935B2 (en) * | 2002-09-06 | 2007-06-19 | Fortum Oyj | Process for producing a hydrocarbon component of biological origin |
JP3818510B2 (ja) | 2003-01-31 | 2006-09-06 | 輝之 倉知 | 座用家具の背凭れ取付機構およびこれを備えた座用家具 |
BRPI0500591A (pt) * | 2005-02-18 | 2006-10-03 | Petroleo Brasileiro Sa | processo para a hidroconversão de óleos vegetais |
EP1795576B1 (fr) * | 2005-12-12 | 2014-05-21 | Neste Oil Oyj | Procédé de préparation d'hydrocarbures |
US7888542B2 (en) * | 2005-12-12 | 2011-02-15 | Neste Oil Oyj | Process for producing a saturated hydrocarbon component |
US7459597B2 (en) * | 2005-12-13 | 2008-12-02 | Neste Oil Oyj | Process for the manufacture of hydrocarbons |
FR2910483B1 (fr) * | 2006-12-21 | 2010-07-30 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables en bases carburants gazoles de bonne qualite. |
FR2910484B1 (fr) | 2006-12-22 | 2009-03-06 | Inst Francais Du Petrole | Procedes d'hydrotraitement d'un melange constitue d'huiles d'origine vegetale ou animale et de coupes petrolieres avec injection des huiles en trempe sur le dernier lit catalytique |
US7999142B2 (en) * | 2007-09-20 | 2011-08-16 | Uop Llc | Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks |
US8026401B2 (en) * | 2007-12-20 | 2011-09-27 | Syntroleum Corporation | Hydrodeoxygenation process |
-
2007
- 2007-06-12 FR FR0704226A patent/FR2917423B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-06-03 MY MYPI20095265A patent/MY157822A/en unknown
- 2008-06-03 WO PCT/FR2008/000754 patent/WO2009004180A2/fr active Application Filing
- 2008-06-03 KR KR1020107000608A patent/KR101509272B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2008-06-03 CN CN201410810495.4A patent/CN104726126A/zh active Pending
- 2008-06-03 EP EP08805642A patent/EP2167614A2/fr not_active Withdrawn
- 2008-06-03 CA CA2689990A patent/CA2689990A1/fr not_active Abandoned
- 2008-06-03 JP JP2010511676A patent/JP5337797B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-06-03 US US12/664,136 patent/US8674151B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-06-03 CN CN200880019801A patent/CN101679875A/zh active Pending
- 2008-06-03 BR BRPI0813931-8A patent/BRPI0813931A2/pt not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2009004180A3 (fr) | 2009-02-26 |
MY157822A (en) | 2016-07-29 |
JP5337797B2 (ja) | 2013-11-06 |
US20100292518A1 (en) | 2010-11-18 |
JP2010529981A (ja) | 2010-09-02 |
KR101509272B1 (ko) | 2015-04-06 |
CN101679875A (zh) | 2010-03-24 |
BRPI0813931A2 (pt) | 2015-08-25 |
EP2167614A2 (fr) | 2010-03-31 |
US8674151B2 (en) | 2014-03-18 |
KR20100040719A (ko) | 2010-04-20 |
FR2917423B1 (fr) | 2012-11-30 |
FR2917423A1 (fr) | 2008-12-19 |
CN104726126A (zh) | 2015-06-24 |
WO2009004180A2 (fr) | 2009-01-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2689990A1 (fr) | Hydrotraitement en deux etapes d'une charge issue d'une source renouvelable mettant en oeuvre un premier catalyseur metallique et un deuxieme catalyseur sulfure | |
WO2009004181A2 (fr) | Production de charges de vapocraquage a haut rendement en ethylene, propylene et polymeres resultants par hydrotraitement d'huile vegetales | |
EP2106428B1 (fr) | Procédé de conversion de charges issues de sources renouvelables en bases carburants gazoles de bonne qualité | |
JP4741661B2 (ja) | ディーゼルレンジ炭化水素の製造方法 | |
ES2550259T5 (es) | Proceso para la fabricación de hidrocarburos en el intervalo del diésel | |
US7872165B2 (en) | Methods of hydrotreating a mixture made up of oils of animal or vegetable origin and of petroleum cuts with intermediate stripping | |
EP2210663B1 (fr) | Méthode de transformation de charges d'origine renouvelable en carburant d'excellente qualité mettant en oeuvre un catalyseur a base de molybdene | |
EP2138553B1 (fr) | Procédé de conversion de charges issues de sources renouvelables en bases carburants gazoles de bonne qualité mettant en oeuvre un catalyseur zéolithique sans séparation gaz liquide intermédiaire | |
MX2008000290A (es) | Proceso para la fabricacion de hidrocarburos de la clase del diesel. | |
FR2932811A1 (fr) | Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables en bases carburants gazoles de bonne qualite mettant en oeuvre un catalyseur de type zeolithique | |
KR20170076669A (ko) | 생물학적 물질의 케톤화 방법 | |
EP2176382B1 (fr) | Procede d' hydroconversion en lit bouillonnant de charges d'origine bio-renouvelable pour la production de bases carburants | |
EP2581436B1 (fr) | Procédé de production de distillats moyens à partir d'un melange d'une charge issue de sources renouvelables et d'un effluent paraffinique | |
FR2935982A1 (fr) | Procede de pretraitement de fcc par hydrocraquage doux incluant une dilution de la charge par une charge d'origine biologique | |
EP2880126B2 (fr) | Procede d'hydrotraitement et d'hydroisomerisation de charges issues de la biomasse dans lequel l'effluent a hydrotraiter et le flux d'hydrogene contiennent une teneur limitee en monoxyde de carbone | |
FR2981942A1 (fr) | Procede d'hydrotraitement et d'hydroisomerisation de charges issues de la biomasse dans lequel l'effluent a hydrosiomeriser et le flux d'hydrogene contiennent une teneur limitee en oxygene |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
EEER | Examination request |
Effective date: 20130412 |
|
FZDE | Discontinued |
Effective date: 20171220 |