CA3021600A1

CA3021600A1 - Procede de conversion comprenant des lits de garde permutables d'hydrodemetallation, une etape d'hydrotraitement en lit fixe et une etape d'hydrocraquage en reacteurs permutables

Info

Publication number: CA3021600A1
Application number: CA3021600A
Authority: CA
Inventors: Wilfried Weiss; Elodie Tellier; Pascal Chatron-Michaud
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2016-04-27
Filing date: 2017-04-11
Publication date: 2017-11-02
Also published as: EP3448967A1; JP2019518818A; RU2726626C2; SA518400297B1; CN109477007B; FR3050735A1; KR102378453B1; CN109477007A; RU2018141377A; WO2017186484A1; US20190153340A1; US10597591B2; FR3050735B1; JP6872559B2; KR20190003618A; RU2018141377A3

Abstract

L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée permettant d'obtenir une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape d'hydrodémétallation en réacteurs permutables b) une étape d'hydrotraitement en lit fixe de l'effluent issu de l'étape a), c) une étape d'hydrocraquage en réacteurs permutables de l'effluent issu de l'étape b), d) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape c), e) une étape de précipitation des sédiments, f) une étape de séparation physique desdits sédiments de la fraction liquide lourde issue de l'étape d), g) une étape de récupération de la coupe de distillât utilisée dans l'étape e).

Description

PROCÉDÉ DE CONVERSION COMPRENANT DES LITS DE GARDE
PERMUTABLES D'HYDRODEMETALLATION, UNE ETAPE
D'HYDROTRAITEMENT EN LIT FIXE ET UNE ETAPE D'HYDROCRAQUAGE EN
REACTEURS PERMUTABLES
Contexte de l'invention La présente invention concerne le raffinage et la conversion des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées. Elle concerne plus particulièrement un procédé de conversion de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de fractions lourdes utilisables comme bases de fiouls, notamment comme bases de fiouls de soute, à
basse teneur en sédiments. Le procédé selon l'invention permet également de produire des distillats atmosphériques (naphta, kérosène et diesel), des distillats sous vide et des gaz légers (Cl à C4).
Les exigences de qualité des combustibles marins sont décrites dans la norme ISO
8217. La spécification concernant le soufre s'attache désormais aux émissions de SOx (Annexe VI de la convention MARPOL de l'Organisation Maritime Internationale) et se traduit par une recommandation en teneur en soufre inférieure ou égale à
0,5%
poids en dehors des Zones de Contrôle des Emissions de Soufre (ZCES ou Emissions Control Areas / ECA en anglais) à l'horizon 2020-2025, et inférieure ou égale à 0,1% poids dans les ZCES. Une autre recommandation très contraignante est la teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 (également connue sous le nom d'IP390) qui doit être inférieure ou égale à 0,1%.
La teneur en sédiments selon ISO 10307-1 (également connue sous le nom d'IP375) est différente de la teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-

2 (également connue sous le nom d'IP390). La teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 est une spécification beaucoup plus contraignante et correspond à la spécification s'appliquant aux fiouls de soute.

Selon l'Annexe VI de la convention MARPOL, un navire pourra donc utiliser un fioul soufré dès lors que le navire est équipé d'un système de traitement des fumées permettant de réduire des émissions d'oxydes de soufre.
Les fiouls utilisés dans le transport maritime comprennent généralement des distillats atmosphériques, des distillats sous vide, des résidus atmosphériques et des résidus sous vide issus de distillation directe ou issus de procédé de raffinage, notamment des procédés d'hydrotraitement et de conversion, ces coupes pouvant être utilisées seules où en mélange. Ces procédés, bien que connus pour être adaptés à des charges lourdes chargées en impuretés, produisent cependant des fractions hydrocarbonées pouvant comprendre des fines de catalyseurs et/ou des sédiments qui doivent être enlevés pour satisfaire une qualité de produit tel que le fioul de soute.
Les sédiments peuvent être des asphaltènes précipités. Initialement dans la charge, les conditions de conversion et notamment la température font qu'ils subissent des réactions (déalkylation, polycondensation...) conduisant à leur précipitation.
En plus des sédiments existants dans la coupe lourde en sortie du procédé (mesurés selon ISO 10307-1 également connue sous le nom d'IP375), il y a également selon les conditions de conversion des sédiments qualifiés de sédiments potentiels qui n'apparaissent qu'après un traitement physique, chimique et/ou thermique.
L'ensemble des sédiments incluant les sédiments potentiels est mesuré selon ISO 10307-1 également connue sous le nom d'IP390. Ces phénomènes interviennent généralement lors de mise en oeuvre de conditions sévères donnant lieu à des taux de conversion élevés, par exemple supérieurs à 40 ou 50% voire plus, et ce en fonction de la nature de la charge.
Le taux de conversion est défini comme étant la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 520 C dans la charge à
l'entrée de la section réactionnelle moins la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 520 C à la sortie de la section réactionnelle dans l'effluent, le tout divisé par la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 520 C à l'entrée de la section réactionnelle dans la

3 charge. Dans les procédés de traitement de résidus, il y a intérêt économique à
maximiser la conversion du fait que généralement les produits de conversion, les distillats notamment, sont mieux valoriser que la charge ou la fraction non convertie.
Dans les procédés d'hydrotraitement en lit fixe, la température est généralement plus faible que dans les procédé d'hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit slurry .
Le taux de conversion en lit fixe est donc généralement plus faible, mais la mise en oeuvre est plus simple qu'en lit bouillonnant ou en slurry . Ainsi le taux de conversion des procédés d'hydrotraitement en lit fixe est modéré voire faible, généralement inférieur à 45%, le plus souvent inférieur à 35% en fin de cycle, et inférieur à 25% en début de cycle. Le taux de conversion varie généralement au cours du cycle du fait de l'augmentation de température pour compenser la désactivation catalytique.
De fait, la production de sédiments est généralement plus faible dans les procédés d'hydrotraitement en lit fixe que dans les procédé d'hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit slurry . Toutefois, les températures atteintes dès le milieu de cycle et jusqu'à la fin du cycle pour les procédés d'hydrotraitement de résidus en lit fixe conduisent à une formation de sédiments suffisante pour dégrader la qualité
d'un fioul, notamment un fioul de soute, constitué en grande partie d'une fraction lourde issue d'un procédé d'hydrotraitement de résidus en lit fixe. L'homme du métier est familier de la différence entre lit fixe et lit en slurry . Un lit en slurry est un lit dans lequel le catalyseur est suffisamment dispersé sous forme de petites particules pour que ces dernières soient en suspension dans la phase liquide.
Description sommaire de l'invention Dans le contexte précédemment décrit, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé intégrant une étape d'hydrocraquage en réacteurs permutables permettant une conversion accrue par rapport aux procédés d'hydrotraitement de résidus classiques.
On entend par réacteurs permutables un ensemble d'au moins deux réacteurs dont l'un des réacteurs peut être arrêté, généralement pour régénération ou

4 remplacement du catalyseur ou pour maintenance tandis que l'autre (ou les autres) est (sont) en fonctionnement.
De manière surprenante, il a été trouvé qu'un tel procédé permettait d'obtenir après fractionnement des fractions hydrocarbonées à basse teneur en soufre, des distillats en quantité accrue, et au moins une fraction hydrocarbonée liquide pouvant avantageusement être utilisée, totalement ou en partie, comme fioul ou comme base de fioul. Le nouveau procédé peut également intégrer une étape de précipitation et de séparation des sédiments en aval de l'étape d'hydrocraquage en réacteurs permutables de manière à obtenir après fractionnement au moins une fraction lourde à basse teneur en soufre répondant aux futures recommandations de l'OMI, mais surtout à basse teneur en sédiments, à savoir une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1 /o en poids Un autre avantage du nouveau procédé intégrant une étape de précipitation et de séparation des sédiments en aval d'une étape d'hydrocraquage en réacteurs permutables, est qu'il devient possible d'opérer ces réacteurs permutables d'hydrocraquage à une température moyenne sur l'ensemble du cycle plus élevée que celle des réacteurs de la section d'hydrotraitement en lit fixe, conduisant ainsi à
une conversion plus élevée sans que la formation de sédiments, généralement accrue par la température plus élevée, ne soit problématique pour la qualité
du produit. De même le cokage ne devient pas problématique dans la section hydrocraquage, puisque les réacteurs permutables permettent le remplacement du catalyseur sans arrêter l'unité.
Pour des applications terrestres telles que les centrales thermiques de production d'électricité ou la production d'utilités, il existe des exigences sur la teneur en soufre du fioul, avec des exigences moins fortes sur la stabilité et la teneur en sédiments que pour les fiouls de soute destinés à être bru lés dans des moteurs.
Pour certaines applications le procédé selon l'invention peut donc être mis en oeuvre en l'absence des étapes e), f) et g) de manière à obtenir des distillats de conversion

5 à forte valeur, et une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre utilisable comme fioul ou base de fioul.
Plus précisément, l'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340 C
et une température finale d'ébullition d'au moins 440 C, permettant d'obtenir des produits de conversion et une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre. Cette fraction hydrocarbonée lourde peut être produite de manière à ce que sa teneur en sédiments après vieillissement soit inférieure ou égale à 0,1% en poids.
Ledit procédé comprend les étapes suivantes :
a) une étape d'hydrodémétallation en réacteurs permutables dans laquelle la charge hydrocarbonée et de l'hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, b) une étape d'hydrotraitement en lit fixe de l'effluent issu de l'étape a), c) une étape d'hydrocraquage en réacteurs permutables de l'effluent issu de l'étape b), d) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape c),conduisant à au moins une fraction gaz et une fraction liquide lourde, e) une étape de précipitation des sédiments dans laquelle la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation est mise en contact avec une coupe de distillat dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100 C, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à
une température comprise entre 25 et 350 C, et une pression inférieure à
20 MPa, f) une étape de séparation physique des sédiments contenus dans la fraction liquide lourde issue de l'étape d), g) une étape de récupération de la fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids

6 consistant à séparer la fraction hydrocarbonée liquide issue de l'étape f) de la coupe de distillat introduite lors de l'étape e) de précipitation.
Un des objectifs de la présente invention est de proposer un procédé couplant conversion et désulfuration de charges lourdes pétrolières pour la production de fiouls et de bases de fiouls à basse teneur en soufre.
Un autre objectif du procédé est la production de fiouls de soute ou de bases de fiouls de soute, à basse teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids, ceci étant permis lors de la mise en oeuvre des étapes e), f) et g).
Un autre objectif de la présente invention est de produire conjointement, au moyen du même procédé, des distillats atmosphériques (naphta, kérosène, diesel), des distillats sous vide et/ou des gaz légers (en Cl à C4). Les bases de type naphta et diesel peuvent être valorisées en raffinerie pour la production de carburants pour l'automobile et l'aviation, tels que par exemple des supercarburants, des carburants Jet et des gazoles.
Description de la figure 1 La figure 1 décrit un schéma de mise en oeuvre de l'invention sans en limiter la portée. La charge hydrocarbonée (1) et de l'hydrogène (2) sont mis en contact dans une étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables, dans laquelle l'hydrogène (2) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l'étape a).
L'effluent (3) issu de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables est envoyée dans une étape d'hydrotraitement en lit fixe b), dans laquelle de l'hydrogène supplémentaire (4) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l'étape b).
En cas d'absence de l'étape a), la charge hydrocarbonée (1) et l'hydrogène (2) sont introduits directement dans l'étape b) d'hydrotraitement. L'effluent (5) issu de l'étape b) d'hydrotraitement en lit fixe est envoyé vers une étape c) d'hydrocraquage en réacteurs de garde permutables dans laquelle de l'hydrogène supplémentaire (6)

7 peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l'étape c).
L'effluent (7) issu de l'étape c) d'hydrocraquage est envoyé dans une étape de séparation d) permettant d'obtenir au moins une fraction légère d'hydrocarbures (8) et une fraction lourde (9) contenant des composés bouillant à au moins 350 C.
Cette fraction lourde (9) est mis en contact avec une coupe de distillat (10) lors d'une étape de précipitation e).
L'effluent (11) constitué d'une fraction lourde et de sédiments est traité
dans une étape de séparation physique f) permettant d'éliminer une fraction comprenant des sédiments (13) et de récupérer une fraction hydrocarbonée liquide (12) à
teneur réduite en sédiments. La fraction hydrocarbonée liquide (12) est ensuite traitée dans une étape g) de récupération d'une part de la fraction hydrocarbonée liquide (15) ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1%
en poids, et d'autre part d'une fraction (14) contenant au moins une partie de la coupe de distillat introduite lors de l'étape e).
La fraction hydrocarbonée liquide (14) peut être recyclée en tout ou partie à
l'étape e) de précipitation des sédiments.
Les étapes e), f), g) sont soit mises en oeuvre ensemble, soit l'une indépendamment des autres. C'est-à-dire qu'un procédé ne comportant par exemple que l'étape e) ou les étapes e) et f) mais pas l'étape g) reste dans le cadre de la présente invention.
Description de la figure 2 La figure 2 décrit un schéma simplifié de mise en oeuvre de l'enchainement de réacteurs de l'invention sans en limiter la portée. Par souci de simplicité
seuls les réacteurs sont représentés mais il est entendu que tous les équipement nécessaires au fonctionnement sont présents (ballons, pompes, échangeurs, fours, colonnes, etc.). Seuls les principaux flux contenant les hydrocarbures sont représentés mais il est entendu que des flux de gaz riche en hydrogène (appoint ou recycle) peuvent être injectés en entrée de chaque lit catalytique ou entre deux lits.

8 La charge (1) entre dans une étape d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables constituée des réacteurs Ra et Rb. L'effluent (2) de l'étape d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables est envoyé vers l'étape d'hydrotraitement en lit fixe constituée des réacteurs R1, R2 et R3. Les réacteurs d'hydrotraitement en lit fixe peuvent par exemple être chargés respectivement avec des catalyseurs d'hydrodémétallation, de transition et d'hydrodésulfuration.
La charge (1) peut entrer directement dans la section d'hydrotraitement en lit fixe.
L'effluent (3) de l'étape d'hydrotraitement en lit fixe est envoyé vers l'étape d'hydrocraquage en réacteurs permutables constituée des réacteurs Rc et Rd.
.. Dans cette configuration, les réacteurs sont permutables par paire, c'est-à-dire que Ra est associé à Rb, et que Rc est associé à Rd. Chaque réacteur Ra, Rb, Rc, Rd peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l'unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration) est généralement permis par une section de conditionnement non représentée. Le tableau suivant donne des exemples de séquences réalisables selon la figure 2 :
Permutables hydrodémétallation Hydrotraitement en lit fixe Permutables hydrocraquage séquences hors ligne HDM1 HDM2 HDM Transition HDS hors ligne HCK1 HCK2 1 - Ra Rb R1 R2 R3 - Rc Rd 2 Ra - Rb R1 R2 R3 - Rc Rd 3 - Rb Ra R1 R2 R3 - Rc Rd 4 - Rb Ra R1 R2 R3 Rc Rd 5 - Rb Ra R1 R2 R3 - Rd Rc 6 Rb Ra R1 R2 R3 - Rd Rc 7 - Ra Rb R1 R2 R3 - Rd Rc 8 - Ra Rb R1 R2 R3 Rd Rc

9 - Ra Rb R1 R2 R3 - Rc Rd La séquence 9 étant identique à la séquence 1, cela témoigne du caractère cyclique du fonctionnement proposé.
De manière analogue, il peut y avoir plus de 2 réacteurs permutables dans la section d'hydrodémétallation en réacteurs permutables ou dans la section d'hydrocraquage en réacteurs permutables. De manière analogue, il peut y avoir plus ou moins de 3 réacteurs d'hydrotraitement en lit fixe, la représentation par R1, R2 et R3 étant donnée à titre purement illustratif.

Description détaillée de l'invention La suite du texte fournit des informations sur la charge et les différentes étapes du procédé selon l'invention.
La charge La charge traitée dans le procédé selon l'invention est avantageusement une charge hydrocarbonée présentant une température initiale d'ébullition d'au moins 340 C et une température finale d'ébullition d'au moins 440 C. De préférence, sa température initiale d'ébullition est d'au moins 350 C, préférentiellement d'au moins 375 C, et sa température finale d'ébullition est d'au moins 450 C, préférentiellement d'au moins 460 C, plus préférentiellement d'au moins 500 C, et encore plus préférentiellement encore d'au moins 600 C.
La charge hydrocarbonée selon l'invention peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Dans la présente invention, les charges que l'on traite sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés soufrées. La teneur en soufre peut être d'au moins 0,1% en poids, de préférence d'au moins 0,5% en poids, préférentiellement d'au moins 1% en poids, plus préférentiellement d'au moins 4% en poids, encore plus préférentiellement d'au moins 5% en poids.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés métalliques, notamment du nickel et du vanadium. La somme des teneurs en nickel et vanadium est généralement d'au moins 10 ppm, de préférence d'au

10 moins 50 ppm, préférentiellement d'au moins 100 ppm, plus préférentiellement d'au moins 150 ppm.
Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles.
Alternativement, elles peuvent être diluées par une co-charge. Cette co-charge peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées plus légères, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou Fluid Catalytic Cracking selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe légère (LCO ou light cycle oil selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe lourde (HCO ou heavy cycle oil selon la terminologie anglo-saxonne), une huile décantée, un résidu de FCC, une fraction gazole, notamment une fraction obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide, ou encore pouvant venir d'un autre procédé de raffinage tel la cokéfaction ou la viscoréduction.
La co-charge peut aussi avantageusement être une ou plusieurs coupes issues du procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées, ou encore des charges non pétrolières comme de l'huile de pyrolyse. La charge hydrocarbonée lourde selon l'invention peut représenter au moins 50%, préférentiellement 70%, plus préférentiellement au moins 80%, et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l'invention.
Dans certains cas on peut introduire la co charge en aval du premier lit ou des suivants, par exemple à l'entrée de la section d'hydrotraitement en lit fixe, ou encore en entrée de la section d'hydrocraquage en réacteurs permutables.
Le procédé selon l'invention permet l'obtention de produits de conversion, notamment des distillats et une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre. Cette fraction hydrocarbonée lourde peut être produite de manière à ce que sa teneur en sédiments après vieillissement soit inférieure ou égale à 0,1% en poids, ceci étant permis par la mise en oeuvre d"étapes de précipitation et de séparation des sédiments.

11 Etape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables Au cours de l'étape a) d'hydrodémétallation, la charge et de l'hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation chargé dans au moins deux réacteurs permutables, dans des conditions d'hydrodémétallation. Cette étape a) est préférentiellement mise en oeuvre lorsque la charge contient plus de 50 ppm, voire plus de 100 ppm de métaux et/ou lorsque que la charge comprend des impuretés susceptibles d'induire un colmatage trop rapide du lit catalytique, telles des dérivés de fer ou de calcium par exemple. Le but est de réduire la teneur en impuretés et ainsi de protéger de la désactivation et du colmatage l'étape d'hydrotraitement en aval d'où la notion de réacteurs de garde. Ces réacteurs de gardes d'hydrodémétallation sont mis en oeuvre comme des réacteurs permutables (technologie PRS , pour Permutable Reactor System selon la terminologie anglo-saxonne) tel que décrit dans le brevet FR2681871.
Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d'hydrotraitement en lit fixe et équipés de lignes et de vannes de manières à
être permuté entre eux, c'est-à-dire pour un système à deux réacteurs permutables Ra et Rb, Ra peut être devant Rb et vice versa. Chaque réacteur Ra, Rb peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l'unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration) est généralement permis par une section de conditionnement (ensemble d'équipements en dehors de la boucle principale haute pression). La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n'est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.
Selon une variante, il peut y avoir plus de 2 réacteurs permutables dans la section d'hydrodémétallation en réacteurs permutables.
Au cours de l'étape a) d'hydrodémétallation, il se produit des réactions d'hydrodémétallation (couramment appelé HDM), mais aussi des réactions d'hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d'hydrodésazotation

12 (couramment appelé HDN) accompagnées de réactions d'hydrogénation, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, d'hydrocraquage, d'hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson. L'étape a) est dite d'hydrodémétallation du fait qu'elle élimine la majorité des métaux de la charge.
L'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables selon l'invention peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 300 C et 500 C, de préférence entre 350 C et 430 C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrodémétallation et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,15 h-là 3 h-1, et plus préférentiellement de 0,2 h-1 à
2 h-1.
La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1000 Nm3/m3. L'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables peut être effectuée industriellement dans au moins deux réacteurs en lit fixe et préférentiellement à courant descendant de liquide.
Les catalyseurs d'hydrodémétallation utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s'agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante.
Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué
par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, 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,

13 de préférence de 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Avantageusement, ce support peut renfermer d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l'anhydride phosphorique P205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L'alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou ri (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 5% à 40% en poids, préférentiellement de 5% à 30% en poids, et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.
Des catalyseurs utilisables dans l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP
0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463.
Etape b) d'hydrotraitement en lit fixe L'effluent issu de l'étape a) d'hydrodémétallation est introduit, éventuellement avec de l'hydrogène, dans une étape b) d'hydrotraitement en lit fixe pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d'hydrotraitement. En l'absence de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables, la charge et l'hydrogène sont introduits directement dans l'étape b) d'hydrotraitement en lit fixe pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d'hydrotraitement Ce ou ces catalyseur(s) d'hydrotraitement sont mis en oeuvre dans au moins un réacteur en lit fixe et préférentiellement à courant descendant de liquide.

14 On entend par hydrotraitement, couramment appelé HDT, les traitements catalytiques avec apport d'hydrogène permettant de raffiner, c'est-à-dire de réduire sensiblement la teneur en métaux, soufre et autres impuretés, les charges hydrocarbonées, tout en améliorant le rapport hydrogène sur carbone de la charge et en transformant la charge plus ou moins partiellement en coupes plus légères.
L'hydrotraitement comprend notamment des réactions d'hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d'hydrodésazotation (couramment appelé
HDN) et des réactions d'hydrodémétallation (couramment appelé HDM), accompagnées de réactions d'hydrogénation, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, d'hydrocraquage, d'hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson.
Selon une variante préférée, l'étape b) d'hydrotraitement comprend une première étape b1) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape b2) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape b1) d'hydrodémétallation, l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, dans des conditions d'hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape b2) d'hydrodésulfuration, l'effluent de la première étape b1) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration, dans des conditions d'hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-FTM, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846.
L'homme du métier comprend aisément que, dans l'étape b1) d'hydrodémétallation, .. on effectue des réactions d'hydrodémétallation mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d'hydrotraitement, et notamment d'hydrodésulfuration et d'hydrocraquage. De même, dans l'étape b2) d'hydrodésulfuration, on effectue des réactions d'hydrodésulfuration, mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d'hydrotraitement et notamment d'hydrodémétallation et d'hydrocraquage.

15 L'homme du métier définit parfois une zone de transition dans laquelle se produisent tous les types de réaction d'hydrotraitement. Selon une autre variante, l'étape b) d'hydrotraitement comprend une première étape b1) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes, une deuxième étape b2) subséquente de transition réalisée dans une ou plusieurs zones de transition en lits fixes, et une troisième étape b3) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape b1) d'hydrodémétallation, l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, dans des conditions d'hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape b2) de transition, l'effluent de la première étape b1) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur de transition, dans des conditions de transition, puis au cours de ladite troisième étape b3) d'hydrodésulfuration, l'effluent de la deuxième étape b2) de transition est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration, dans des conditions d'hydrodésulfuration.
L'étape b1) d'hydrodémétallation selon les variantes ci-dessus est particulièrement nécessaire en cas d'absence de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables de manière à traiter les impuretés et protéger les catalyseurs en aval. La nécessité d'une étape b1) d'hydrodémétallation selon les variantes ci-dessus en plus de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables se justifie lorsque l'hydrodémétallation effectuée lors de l'étape a) n'est pas suffisante pour protéger les catalyseurs de l'étape b), notamment les catalyseurs d'hydrodésulfu ration.
L'étape b) d'hydrotraitement selon l'invention est mise en oeuvre dans des conditions d'hydrotraitement. Elle peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 300 C et 500 C, de préférence entre 350 C et 430 C
et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrotraitement et de la

16 durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,1 h-1 à
2 h-1, et plus préférentiellement de 0,1 h-1 à 1 h-1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3.
L'étape b) d'hydrotraitement peut être effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs à courant descendant de liquide.
Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s'agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante.
Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué
par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, de préférence de 1% à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1 /0 à 30% en poids de molybdène, de préférence de 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux.
Avantageusement, ce support peut renfermer d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l'anhydride phosphorique P205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids.
Lorsque le trioxyde de bore B205 est présent, sa concentration est inférieure à 10%

17 en poids. L'alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou ri (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 3% à 40% en poids et en général de 5%
à 30% en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou .. métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.
Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape b1) d'hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) d'hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des .. catalyseurs utilisables dans l'étape b1) d'hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b2) d'hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976.
.. On peut également utiliser un catalyseur mixte aussi appelé catalyseur de transition, actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration, à la fois pour la section d'hydrodémétallation b1) et pour la section d'hydrodésulfuration b2) tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143.
Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape b1) d'hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) de transition, puis une étape b3) d'hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b1) d'hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b2) de transition, actifs en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration sont par exemple décrits dans le document de brevet FR 2940143. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b3) d'hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut

18 également utiliser un catalyseur de transition tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143 pour les sections b1), b2) et b3).
Etape c) d'hydrocraquage en réacteurs permutables L'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement est introduit dans une étape c) d'hydrocraquage en réacteurs permutables. De l'hydrogène peut également être injecté en amont des différents lit catalytiques composant les réacteurs permutables d'hydrocraquage. Parallèlement aux réactions de craquage thermique et d'hydrocraquage désirées dans cette étape, il se produit également tout type de réaction d'hydrotraitement (HDM, HDS, HDN, etc...). Des conditions spécifiques, de température notamment, et/ou l'utilisation d'un ou plusieurs catalyseurs spécifiques, permettent de favoriser les réactions de craquage ou d'hydrocraquage désirées.
Les réacteurs de l'étape c) d'hydrocraquage sont mis en oeuvre comme des réacteurs permutables (technologie PRS , pour Permutable Reactor System selon la terminologie anglo-saxonne) tel que décrit dans le brevet FR2681871.
Ces réacteurs permutables sont équipés de lignes et de vannes de manières à être permuté entre eux, c'est-à-dire pour un système à deux réacteurs permutables Rc et Rd, Rc peut être devant Rd et vice versa. Chaque réacteur Rc, Rd peut être mis hors ligne de manière changer le catalyseur sans arrêter le reste de l'unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration) est généralement permis par une section de conditionnement (ensemble d'équipements en dehors de la boucle principale haute pression). La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n'est plus suffisamment actif (cokage principalement) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.
Selon une variante, il peut y avoir plus de 2 réacteurs permutables dans la section d'hydrocraquage en réacteurs permutables.
L'étape c) d'hydrocraquage selon l'invention est mise en oeuvre dans des conditions d'hydrocraquage. Elle peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 340 C et 480 C, de préférence entre 350 C et 430 C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et

19 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrocraquage et de la durée du traitement visée. De manière préférée, la température moyenne en début de cycle de l'étape c) d'hydrocraquage en réacteurs permutables est toujours supérieure d'au moins 5 C, de préférence d'au moins 10 C, de manière plus préférée d'au moins 15 C à la température moyenne en début de cycle de l'étape b) d'hydrotraitement. Cet écart peut s'amoindrir au cours du cycle du fait de l'augmentation de la température de l'étape b) d'hydrotraitement pour compenser la désactivation catalytique. Globalement, la température moyenne sur l'ensemble du cycle de l'étape c) d'hydrocraquage en réacteurs permutables est toujours supérieure d'au moins 5 C à la température moyenne sur l'ensemble du cycle de l'étape b) d'hydrotraitement.
Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé
par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, et plus préférentiellement de 0,25 h-1 à 1 h-1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. L'étape c) d'hydrocraquage peut être effectuée industriellement dans au moins deux réacteurs en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide.
Les catalyseurs d'hydrocraquage utilisés peuvent être des catalyseurs d'hydrocraquage ou d'hydrotraitement. Il peut s'agir de catalyseurs granulaires, sous forme d'extrudés ou de billes, comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10%

20 en poids de nickel, de préférence de 1% à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1 /0 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. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Avantageusement, ce support peut renfermer d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore.
Lorsque l'anhydride phosphorique P205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L'alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou ri (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être 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 VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.
De manière alternative, l'étape d'hydrocraquage peut en partie utiliser de manière avantageuse un catalyseur bifonctionnel, ayant une phase hydrogénante afin de pouvoir hydrogéner les aromatiques et réaliser l'équilibre entre les composés saturés et les oléfines correspondantes et une phase acide qui permet de promouvoir les réactions d'hydroisomérisation et d'hydrocraquage. La fonction acide est avantageusement apportée par des supports de grandes surfaces (généralement 100 à 800 m2.g-1) présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silice-alumines amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante est avantageusement apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, tels que fer, cobalt, nickel, ruthénium, rhodium, palladium, osmium, iridium et platine, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique tels que molybdène et

21 tungstène et au moins un métal non noble du groupe VIII (tels que nickel et cobalt).
Le catalyseur doit avantageusement également avoir une haute résistance aux impuretés et aux asphaltènes du fait de l'utilisation d'une charge lourde. De préférence, le catalyseur bifonctionnel utilisé comprend au moins un métal choisi dans le groupe formé par les métaux des groupes VIII et VIB, pris seuls ou en mélange, et un support comprenant 10 à 90% poids d'une zéolithe contenant du fer et 90 à 10% poids d'oxydes inorganiques. Le métal du groupe VIB utilisé est de préférence choisi parmi le tungstène et le molybdène et le métal du groupe VIII est de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt. Le catalyseur bifonctionnel est de préférence préparé selon la méthode de préparation décrite dans la demande de brevet japonaise n 2289 419 (IKC) ou EP 0 384 186. Des exemples de ce type de catalyseurs sont décrits dans les brevets JP 2966 985, JP 2908 959, JP 01 et JP 61 028717, US 4 446 008, US 4 622,127, US 6 342 152, EP 0 537 500 et EP 0 622 118.
Selon une autre variante préférée, des catalyseurs monofonctionnels et des catalyseurs bi-fonctionnel de type alumine, silice-alumine amorphe ou zéolitique peuvent utilisés en mélange ou en couches successives.
L'utilisation dans la section d'hydrocraquage de catalyseurs analogues à des catalyseurs d'hydrocraquage en lit bouillonnant ou des catalyseurs bifonctionnels est particulièrement avantageuse.
Selon une variante, les catalyseurs des réacteurs permutables d'hydrocraquage se caractérisent par des porosités élevées, généralement supérieure à 0.7 mUg de porosité totale et dont la macroporosité (soit le volume des pores de taille supérieure à 50 nm) constitue un volume poreux supérieur à 0.1 mL/g.
Préalablement à l'injection de la charge, les catalyseurs utilisés dans le procédé
selon la présente invention sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration in-situ ou ex-situ.

22 Étape d) de séparation de l'effluent d'hydrocraquage Le procédé selon l'invention peut comprendre en outre une étape d) de séparation permettent l'obtention d'au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde.
L'effluent obtenu à l'issue de l'étape c) d'hydrocraquage comprend une fraction liquide et une fraction gazeuse contenant les gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en Cl -C4. Cette fraction gazeuse peut être séparée de l'effluent à
l'aide des dispositifs de séparation bien connus de l'homme du métier, notamment à
l'aide d'un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à
l'hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. L'effluent obtenu à l'issue de l'étape c) d'hydrocraquage est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde.
Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT).
Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse est de préférence traitée dans un moyen de purification d'hydrogène de façon à récupérer l'hydrogène non consommé lors des réactions d'hydrotraitement et d'hydrocraquage. Le moyen de purification d'hydrogène peut être un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série. L'hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l'invention, après une éventuelle recompression. L'hydrogène peut être introduit en entrée de l'étape a) d'hydrodémétallation et/ou à différents endroits au cours de l'étape b) d'hydrotraitement et/ou en entrée de l'étape c) d'hydrocraquage et/ou à
différents endroits au cours de l'étape c) d'hydrocraquage, voire dans l'étape de précipitation.
L'étape d) de séparation peut comprendre également une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l'étape de séparation d) comprend en outre au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s)

23 hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique. La fraction distillat atmosphérique peut contenir des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d'aviation.
En outre, l'étape de séparation d) du procédé selon l'invention peut avantageusement comprendre en outre au moins une distillation sous vide dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation et/ou la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est (sont) fractionnée(s) par distillation sous vide en au moins une fraction distillat sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. De manière préférée, l'étape d) de séparation comprend tout d'abord une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide dans laquelle la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est fractionnée par distillation sous vide en au moins une fraction distillat sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. La fraction distillat sous vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide.
Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique ou une partie de la fraction résidu sous vide peut être recyclée dans l'étape c) d'hydrocraquage. La fraction résidu atmosphérique et/ou la fraction résidu sous vide peut (peuvent) être envoyée(s) vers un procédé de craquage catalytique. La fraction résidu atmosphérique et/ou la fraction résidu sous vide peut (peuvent) être utilisée(s) comme fioul ou comme base de fioul à basse teneur en soufre.
Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou une partie de la fraction distillat sous vide peut (peuvent) être envoyée(s) dans une étape de craquage catalytique ou d'hydrocraquage en lit bouillonnant.

24 Une partie de fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation peut être utilisée pour former la coupe de distillat selon l'invention utilisée dans l'étape e) de précipitation des sédiments.
Etape e) : Précipitation des sédiments La fraction liquide lourde obtenue à l'issue de l'étape d) de séparation contient des sédiments organiques qui résultent des conditions d'hydrotraitement et d'hydrocraquage. Une partie des sédiments est constituée d'asphaltènes précipités dans les conditions d'hydrotraitement et d'hydrocraquage et sont analysés comme des sédiments existants (IP375). L'incertitude de mesure de la méthode IP375 est de 0,1 pour les teneurs inférieures à 3, et de 0,2 pour les teneurs supérieures ou égales à 3.
En fonction des conditions d'hydrocraquage, la teneur en sédiments dans la fraction liquide lourde varie. D'un point de vue analytique, on distingue les sédiments existants (IP375) et les sédiments après vieillissement (IP390) qui incluent les sédiments potentiels. Or, des conditions d'hydrocraquage poussées, c'est-à-dire lorsque le taux de conversion est par exemple supérieur à 30, voire 40 ou 50%, provoquent la formation de sédiments existants et de sédiments potentiels. Il n'y a pas de seuil de conversion auquel ces sédiments existants ou potentiels apparaissent puisqu'ils résultent des conditions opératoires (température, pression, temps de séjour, type de catalyseurs, âge des catalyseurs, etc.) et aussi du type de charge (origine, intervalle d'ébullition, mélanges de charges, etc.).
Afin d'obtenir un fioul ou une base de fioul répondant aux recommandations d'une teneur en sédiments après vieillissement (IP390) inférieure ou égale à 0,1%, le procédé selon l'invention comprend une étape de précipitation permettant d'améliorer l'efficacité de séparation des sédiments et ainsi d'obtenir des fiouls ou des bases de fiouls stables, c'est à dire une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids. La teneur en sédiments après vieillissement est mesurée par la méthode IP390 avec une incertitude de mesure de 0,1.

25 L'étape de précipitation selon l'invention peut être mise en oeuvre selon plusieurs variantes el), e2), e3):
- Une précipitation par déstabilisation el) qui consiste à mettre en contact la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec une coupe de distillat, - Une précipitation par oxydation e2) qui consiste à mettre en contact la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec agent oxydant, - Une précipitation par déstabilisation oxydante e3) qui consiste à mettre en contact la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec une coupe de distillat et un agent oxydant Variante de précipitation par déstabilisation el) L'étape de précipitation par déstabilisation el) selon le procédé de l'invention comprend la mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec une coupe de distillat comprenant des hydrocarbures, généralement obtenus par distillation de pétrole brut ou issus de procédé de raffinage. Ces hydrocarbures comprennent avantageusement des paraffines, de préférence au moins 20% de paraffines. Ces hydrocarbures ont typiquement une température d'ébullition dans des conditions atmosphériques comprise entre -42 C et 400 C.
Ces hydrocarbures sont typiquement composé de plus de 3 atomes de carbone, généralement entre 3 et 40 atomes de carbones. Il peut par exemple s'agir de coupes de type propane, butane, pentane, hexane, heptane, naptha, kérosène, gasoil atmosphérique ou gasoil sous vide prise(s) seule ou mélange. De manière préférée, au moins 20% poids de la coupe de distillat présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100 C, de préférence supérieure ou égale à
120 C, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150 C.
Dans une variante selon l'invention, la coupe de distillat se caractérise en ce qu'elle comprend au moins 25% poids ayant une température d'ébullition supérieure ou égale à 100 C, de préférence supérieure ou égale à 120 C, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150 C.

26 De manière avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillat selon l'invention présente une température d'ébullition d'au moins 252 C.
De manière plus avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillat selon l'invention présente une température d'ébullition d'au moins 255 C.
Ladite coupe de distillat peut en partie, voire en totalité provenir de l'étape d) de séparation de l'invention ou d'un autre procédé de raffinage ou encore d'un autre procédé chimique.
L'utilisation de la coupe de distillat selon l'invention présente également l'avantage de s'affranchir de l'utilisation majoritaire de coupes à fortes valeurs ajoutées telles que les coupes pétrochimiques de type naphta.
De plus l'utilisation de la coupe de distillat selon l'invention permet d'améliorer le rendement de la fraction liquide lourde séparée des sédiments. En effet, l'utilisation de la coupe distillat selon l'invention permet le maintien de la solubilisation de composés valorisables dans la fraction liquide lourde à séparer des sédiments, contrairement à l'utilisation de coupes présentant des points d'ébullition plus bas, dans lesquelles ces composés valorisables se trouveraient précipitées avec les sédiments.
La coupe de distillat peut être utilisée en mélange avec une coupe de type naphta et/ou une coupe de type gazole sous vide et/ou résidu sous vide. Ladite coupe de distillat peut être utilisée en mélange avec la fraction légère obtenue à
l'issue de l'étape d), la fraction lourde issue de l'étape d), ces fractions pouvant être prises seules ou en mélange. Dans le cas où la coupe de distillat selon l'invention est mélangée avec une autre coupe, une fraction légère et/ou une fraction lourde telle que indiquée ci-dessus, les proportions sont choisies de telle sorte que le mélange résultant respecte les caractéristiques de la coupe de distillat selon l'invention.
Le ratio massique entre la coupe de distillat selon l'invention et la fraction lourde obtenue à l'issue de l'étape d) de séparation est compris 0.01 et 100, de préférence entre 0.05 et 10, de manière plus préférée entre 0,1 et 5, et de manière encore plus

27 préférée entre 0,1 et 2. Lorsque la coupe de distillat selon l'invention est tirée du procédé, il est possible d'accumuler cette coupe pendant une période de démarrage de manière à atteindre le ratio désiré.
La coupe de distillat selon l'invention peut également provenir en partie de l'étape g) de récupération de la fraction hydrocarbonée liquide.
Avantageusement, la variante el) est réalisée en présence d'un gaz inerte tel le diazote et/ou de d'un gaz riche en hydrogène, de préférence issu du procédé de l'invention, notamment de l'étape de séparation d).
Variante de précipitation par oxydation e2) L'étape de précipitation par déstabilisation e2) selon le procédé de l'invention comprend la mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec un composé oxydant gaz, liquide ou solide. La mise en oeuvre d'un composé oxydant présente l'avantage d'accélérer le processus de précipitation.
On entend par gaz oxydant un gaz qui peut contenir du dioxygène, de l'ozone ou des oxydes d'azotes, pris seul(s) ou en mélange, éventuellement en complément d'un gaz inerte. Ce gaz oxydant peut être de l'air ou de l'air appauvri par de l'azote. Par extension, un gaz oxydant peut être un gaz halogéné (dichlore par exemple) conduisant facilement à la formation d'oxygène, par exemple en présence d'eau.
On entend par liquide oxydant un composé oxygéné, par exemple de l'eau, un .. peroxyde tel que l'eau oxygénée, un peracide ou encore une solution oxydante minérale telle qu'une solution de nitrate (nitrate d'ammonium par exemple) ou de permanganate (permanganate de potassium par exemple) ou de chlorate ou d'hypochlorite ou de persulfate ou un acide minéral tel que l'acide sulfurique. Selon cette variante, au moins un composé oxydant gaz, liquide ou solide est alors mélangé avec la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation et la coupe de distillat selon l'invention lors de la mise en oeuvre de l'étape e) de précipitation des sédiments.

28 Variante de précipitation par déstabilisation oxydante e3) L'étape de précipitation par déstabilisation oxydante e3) selon le procédé de l'invention comprend la mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec une coupe de distillat tel que définie dans la variante el) de précipitation par déstabilisation et d'un composé oxydant gaz, liquide ou solide tel que définie dans la variante e2) de précipitation par oxydation. Lors de la variante e3), il peut y avoir une combinaison de différentes mises en contact de la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec au moins une coupe de distillat et au moins un composé oxydant. Ces mises en contact peuvent être successives ou simultanées de manière à optimiser la précipitation.
L'étape e) de précipitation selon l'invention, mise en oeuvre selon les variantes el), e2) ou e3), permet d'obtenir l'ensemble des sédiments existants et potentiels (en convertissant les sédiments potentiels en sédiments existants) de manière à
les séparer efficacement et ainsi atteindre la teneur en sédiments après vieillissement (1 P390) de 0,1% poids maximum.
L'étape e) de précipitation selon l'invention, mise en oeuvre selon les variantes el), e2) ou e3), est avantageusement mise en oeuvre pendant un temps de séjour inférieur à 500 minutes, de préférence inférieur à 300 minutes, de manière plus préférée inférieur à 60 minutes, à une température entre 25 et 350 C, de préférence entre 50 et 350 C, de préférence entre 65 et 300 C et de manière plus préférée entre 80 et 250 C. La pression de l'étape de précipitation est avantageusement inférieure à 20 MPa, de préférence inférieure à 10 MPa, plus préférentiellement inférieure à
3 MPa et encore plus préférentiellement inférieure à 1,5 MPa.
L'étape e) de précipitation selon l'invention peut être réalisée à l'aide de plusieurs équipements. Un mélangeur statique, une autoclave ou une cuve agitée peuvent éventuellement être utilisés de manière à favoriser le contact efficace entre la fraction liquide lourde obtenue à l'issue de l'étape d) de séparation et la coupe de distillat selon l'invention et/ou le composé oxydant selon l'invention. Un ou plusieurs échangeurs peut(vent) être utilisé(s) avant ou après mélange de la fraction liquide

29 lourde obtenue à l'issue de l'étape d) et la coupe de distillat selon l'invention et/ou le composé oxydant selon l'invention de manière à atteindre la température désirée.
Une ou plusieurs capacité(s) peut(vent) être utilisée(s) en série ou en parallèle tel qu'un ballon horizontal ou vertical, éventuellement avec une fonction de décantation pour éliminer une partie de la coupe de distillat selon l'invention et/ou une partie ou la totalité du composé oxydant selon l'invention, ou encore une partie des solides les plus lourds. Une cuve agitée et éventuellement équipée d'une double enveloppe permettant une régulation de la température peut également être utilisée.
Cette cuve peut être munie d'un soutirage en fond pour éliminer une partie des solides les plus .. lourds.
A l'issue de l'étape e), on obtient une fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments existants. Cette fraction peut comprendre au moins en partie la coupe de distillat selon l'invention lors de la mise en oeuvre selon les variantes el) ou e3) par déstabilisation oxydante. La fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments est envoyée dans l'étape f) de séparation physique des sédiments.
Etape f) : Séparation des sédiments Le procédé selon l'invention comprend en outre une étape f) de séparation physique des sédiments pour obtenir une fraction hydrocarbonée liquide.
La fraction liquide lourde obtenue à l'issue de l'étape e) de précipitation contient des sédiments organiques de type asphaltènes précipités qui résultent des conditions d'hydrocraquage et des conditions de précipitation selon l'invention.
Ainsi, au moins une partie de la fraction liquide lourde issue de l'étape e) de précipitation est soumise à une séparation des sédiments qui est une séparation de type solide-liquide, cette séparation pouvant utiliser un moyen de séparation physique choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation électrostatique, un filtre électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un décanteur centrifuge, un soutirage par vis sans fin. Une combinaison, en série et/ou en parallèle et pouvant fonctionner de manière séquentielle, de plusieurs moyens de séparation

30 du même type ou de type différent peut être utilisée lors de cette étape f) de séparation des sédiments. Une de ces techniques de séparation solide-liquide peut nécessiter l'utilisation périodique d'une fraction légère de rinçage, issue du procédé
ou non, permettant par exemple le nettoyage d'un filtre et l'évacuation des sédiments.
A l'issue de l'étape f) de séparation des sédiments, on obtient une fraction hydrocarbonée liquide (à teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids). Cette fraction à teneur réduite en sédiments peut comprendre au moins en partie la coupe de distillat selon l'invention introduite lors de l'étape e). En l'absence de coupe de distillat selon l'invention, la fraction hydrocarbonée liquide à teneur en réduite en sédiments peut avantageusement servir comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1% poids.
Etape ci) : Récupération de la fraction hydrocarbonée liquide Selon l'invention, le mélange issue de l'étape f) est avantageusement introduit dans une étape g) de récupération de la fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids consistant à
séparer la fraction hydrocarbonée liquide issue de l'étape f) de la coupe de distillat introduite lors de l'étape e). L'étape g) est une étape de séparation similaire à l'étape d) de séparation. L'étape g) peut être mise oeuvre au moyen d'équipements de type ballons séparateurs et/ou colonnes de distillations de manière à séparer d'une part au moins une partie de la coupe de distillat introduite lors de l'étape e) et d'autre part la fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids.
Avantageusement, une partie de la coupe de distillat séparée de l'étape g) est recyclée dans l'étape e) de précipitation.
Ladite fraction hydrocarbonée liquide peut avantageusement servir comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de

31 soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1%
poids.
Avantageusement, ladite fraction hydrocarbonée liquide est mélangée avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu d'un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillat sous vide et/ou une huile décantée.
Selon un mode de réalisation particulier, une partie de la coupe de distillat selon l'invention peut être laissée dans la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments de manière à ce que la viscosité du mélange soit directement celle d'un grade de fioul souhaité, par exemple 180 ou 380 cSt à 50 C.
Fluxage Les fractions hydrocarbonées liquides selon l'invention peuvent, au moins en partie, avantageusement être utilisées comme bases de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute à teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids.
Par fioul , on entend dans l'invention une fraction hydrocarbonée utilisable comme combustible. Par base de fioul , on entend dans l'invention une fraction hydrocarbonée qui, mélangée à d'autres bases, constitue un fioul.
Pour obtenir un fioul, les fractions hydrocarbonées liquides issues de l'étape d) ou g) .. peuvent être mélangées avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu d'un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillat sous vide et/ou une huile décantée. De préférence, on utilisera du kérosène, du gazole et/ou du distillat sous vide produit dans le procédé de l'invention.
Une partie des fluxants peut être introduite comme étant une partie ou la totalité de la coupe de distillat selon l'invention.

32 EXEMPLES
Exemple 1 (non conforme à l'invention) La charge est un mélange de résidus atmosphériques (RA) d'origine Moyen Orient.
Ce mélange se caractérise par une quantité élevée de métaux (100 ppm en poids) et soufre (4,0 % en poids), ainsi que 7% de [3701.
Le procédé d'hydrotraitement comporte l'utilisation de deux réacteurs permutables Ra et Rb dans la première étape d'hydrodémetallation (HDM) en amont d'une section d'hydrotraitement en lit fixe.
Au cours de la première étape dite d'hydrodémétallation on fait passer, dans des conditions d'HDM, la charge d'hydrocarbures et d'hydrogène sur un catalyseur d'HDM, puis au cours de la deuxième étape subséquente on fait passer, dans des conditions d'HDT, l'effluent de la première étape sur un catalyseur d'HDT.
L'étape d'HDM comprend une zone d'HDM en lits permutables (Ra,Rb). L'étape d'hydrotraitement HDT comprend trois réacteurs en lit fixe (R1, R2,R3).
L'effluent obtenu à l'issue de l'étape d'hydrotraitement est séparé par flash pour obtenir une fraction liquide et une fraction gazeuse contenant les gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. La fraction liquide est ensuite strippée dans une colonne, puis fractionnée dans une colonne atmosphérique, puis une colonne sous-vide en plusieurs coupes (Pl-350 C, 350-520 C et 520 C+, cf.
.. Tableau 5).
Les deux réacteurs permutables Ra et Rb d'hydrodémétallation sont chargés avec un catalyseur d'hydrodémétallation. Les trois réacteurs R1 R2 R3 d'hydrotraitement sont chargés avec des catalyseurs d'hydrotraitement.
Le procédé s'effectue sous une pression partielle d'hydrogène de 15 MPa, une température en entrée de réacteur en début de cycle de 360 C et en fin de cycle de 420 C.

33 Le tableau 2 ci-dessous montre les temps séjour et les températures moyennes sur le cycle pour les différentes sections. Au cours du cycle, chaque réacteur permutable Ra et Rb est mis hors ligne pendant 3 semaines pour renouveler le catalyseur d'hydrodémétallation. Ces conditions ont été fixées selon l'état de l'art, pour une durée de fonctionnement de 11 mois et un taux d'HDM supérieur à 90%.
Le tableau 1 ci-dessous montre les vitesse spatiale horaire (VVH) pour chaque réacteur catalytique, et les températures moyenne correspondantes (WABT) obtenues sur l'ensemble du cycle suivant le mode de fonctionnement décrit.
VVH (h-1) WABT ( C) Permutables HDM
Ra 2,00 395 Rb 2,00 386 Hydrotraitement Lit Fixe R1+R2 0,66 390 R3 0,33 390 Total 0,18 390 Tableau 1 : Conditions opératoires autour des différentes sections La WABT est une température moyenne sur la hauteur du lit (éventuellement avec une pondération qui donne un poids différent à telle ou telle portion du lit), et également moyennée dans le temps sur la durée d'un cycle.
Les rendements obtenus selon l'exemple non conforme sont présentés dans le tableau 4 de comparaison avec les rendements selon l'exemple conforme.
Exemple 2 (conforme à l'invention) Le procédé selon l'invention est opéré dans cet exemple avec la même charge, les mêmes catalyseurs, et sous les même conditions opératoires pour les réacteurs de l'étape d'hydrodémetallation et les réacteurs R1 et R2 de l'étape b) d'hydrotraitement (H DT).

34 Le procédé selon l'invention comporte l'utilisation de deux nouveaux réacteurs permutables d'hydrocraquage notés Rc et Rd, en remplacement d'une partie du réacteur R3 qui apparait dans la section d'hydrotraitement (HDT) de l'art antérieur.
L'étape c) d'hydrocraquage est réalisée haute température en aval de de l'étape b) d'hydrotraitement en lit fixe qui ne comporte que deux réacteurs R1 et R2.
Le tableau 2 ci-dessous donne un exemple d'opération autour des 4 réacteurs permutables Ra, Rb, Rc et Rd.
Étape Cycle (Permutables HDM) Étape Cycle (Permutables HCK) Intervention a Ra + Rb a Rc + Rd -b Rb Rc + Rd Ra c Rb + Ra Rc + Rd -Rb + Ra b' Rd Rc Rb + Ra c' Rd + Rc -d Ra Rd + Rc Rb a Ra + Rb Rd + Rc -Ra + Rb d' Rc Rd Ra + Rb a' Rc + Rd -Tableau 2 : Opérations autour des réacteurs permutables selon l'invention L'effluent obtenu à l'issue de l'étape c) est similaire en termes de purification à celui de l'exemple 1, mais est plus converti.
Les deux réacteurs Rc et Rd de l'étape d'hydrocraquage c) sont chargés avec un catalyseur d'hydrocraquage.
Le procédé s'effectue sous une pression partielle d'hydrogène de 15 MPa, une température en entrée de réacteur en début de cycle de 360 C et en fin de cycle de 420 C.

35 Au cours du cycle, chaque réacteur permutable Rc et Rd est mis hors ligne pendant 3 semaines pour renouveler le catalyseur d'hydrocraquage. Le tableau 3 ci-dessous montre vitesse spatiale horaire (VVH) pour chaque réacteur catalytique et les températures moyenne (WABT) correspondantes obtenues sur l'ensemble du cycle suivant le mode de fonctionnement décrit.
VVH (h-1) WABT ( C) Permutables HDM
Ra 2,00 395 Rb 2,00 386 Hydrotraitement en lit fixe R1+R2 0,66 390 R3 1,67 390 Permutables HCK
Rc 1,67 405 Rd 1,67 404 Total 0,23 394 Tableau 3 : Conditions opératoires autour des différentes sections

36 Le tableau 4 ci-dessous présente la comparaison des rendements et consommation d'hydrogène obtenus selon l'exemple non conforme et selon l'exemple conforme à

l'invention.
Exemple non Exemple conforme conforme WABT moyenne ( C) 390 394 Cons H2 1,67 1,77 Rendements H2S 3,94 3,94 NH3 0,24 0,24 C1-04 1,61 1,86 PI-350 C 17,9 18,8 350 C-520 C 40,2 42,1 520 C+ 37,8 34,9 Total 101,67 101,77 Tableau 4 : Comparaison des rendements moyens obtenus au cours du cycle .. II apparait donc, d'après les tableaux 2, 3 et 4, que le procédé selon l'invention intégrant une section d'hydrocraquage (étape c) en réacteurs permutables, permet l'augmentation de la WABT moyenne du cycle (+4 C) ainsi qu'une augmentation de la VVH. La WABT est la température moyenne du lit au cours d'un cycle.
La VVH est le rapport du débit volumique de charge sur le volume de catalyseur contenu dans le réacteur.
D'après le tableau 4, le gain obtenu en terme WABT (+4 C) se traduit par une augmentation des rendements des coupes les plus valorisables : + 0,9 points sur la coupe [Pl-350 C] et + 1,9 points sur la coupe [350 C-520 C].

37 Au cours du cycle décrit selon l'invention, la température moyenne sur les lits permutables (WABT) augmente pour compenser la désactivation de l'ensemble des catalyseurs, ceci malgré le renouvellement des réacteurs permutables.
En conséquence de l'augmentation de température, il peut y avoir formation de sédiments qui peuvent être gênants en fonction de l'utilisation de la coupe lourde (fioul de soute par exemple).
Dans l'exemple selon l'invention, la teneur en sédiments après vieillissement (1P390) dans le résidu atmosphérique (350 C+) est supérieure à 0,1% poids dans la partie du cycle où la WABT des réacteurs permutables d'hydrocraquage est supérieure à
402 C.
Dans ce cas, le résidu atmosphérique (constitué de la coupe 350-520 C et la coupe 520 C+) est soumis à une étape de précipitation et de séparation des sédiments selon deux variantes :
- Précipitation par déstabilisation Le résidu atmosphérique est mélangé à une coupe de distillat qui est une coupe gasoil issue du procédé (150-350 C) dans des proportions 50/50 vol/vol à 80 C pendant 5 minutes. Le mélange est ensuite filtré pour éliminer les sédiments précipités puis la fraction liquide à teneur réduite en sédiments (1P390 inférieur à 0,1% poids) est distillée de manière à récupérer la coupe de distillats (150-350) d'une part, et le résidu atmosphérique (350+) à teneur réduite en sédiments (IP390 inférieur à 0,1% poids) d'autre part.
- Précipitation par oxydation Le résidu atmosphérique est mis en contact dans une autoclave avec de l'air sous 2 bar de pression d'oxygène et sous agitation pendant 6h à 200 C.
Après décompression, le résidu atmosphérique est ensuite filtré pour éliminer les sédiments précipités et obtenir la fraction liquide à teneur réduite en sédiments (IP390 inférieur à 0,1% poids).Les résidus atmosphériques (constitué de la coupe 350-520 C et la coupe 520 C+) récupérés après précipitation par déstabilisation et précipitation par oxydation ont une viscosité

38 de 280 cSt à 50 C. Ils ont de plus une teneur en sédiments après vieillissement inférieur à 0,1% poids et une teneur en soufre inférieure à
0,5%
S. Selon la norme IS08217, ces résidus atmosphériques peuvent être vendus comme combustible marin de type résiduel de grade RMG 380. Du fait de la teneur en soufre inférieure à 0,5% en poids, ces combustibles marins pourront être utilisés à l'horizon 2020-25 en dehors des zones ECA sans que les navire ne soient équipés d'un dispositif de lavage des fumées.

Claims

REVENDICATIONS

1. Procédé continu de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 %
poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 440°C, le procédé comprenant les étapes suivantes :
a) une étape d'hydrodémétallation dans laquelle au moins deux réacteurs permutables sont mis en uvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, en présence de la charge hydrocarbonée et de l'hydrogène, et d'un catalyseur d'hydrodémétallation, on entend par réacteurs permutables un ensemble d'au moins deux réacteurs dont l'un des réacteurs peut être arrêté, généralement pour régénération ou remplacement du catalyseur ou pour maintenance, tandis que l'autre (ou les autres) est (sont) en fonctionnement, b) une étape d'hydrotraitement en lit fixe comprenant au moins un réacteur dans laquelle l'effluent issu de l'étape a) lorsque celle-ci existe, ou directement la charge hydrocarbonée lorsque l'étape a) n'existe pas, est mis en contact avec au moins un catalyseur d'hydrotraitement à une température comprise entre 300°C
et 500°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, c) une étape d'hydrocraquage en lit fixe dans laquelle au moins deux réacteurs permutables sont mis en uvre à une température comprise entre 340°C et 480°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, en présence de l'effluent issu de l'étape b), et d'un catalyseur d'hydrocraquage, d) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape c) pour obtenir au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde, e) une étape de précipitation des sédiments contenus dans la fraction liquide lourde issue de l'étape d) qui peut s'effectuer selon 3 variantes possibles dite déstabilisation (e1), oxydation (e2), ou déstabilisation oxydante (e3), les conditions opératoires communes aux trois variantes étant les suivantes :
- temps de séjour inférieur à 60 minutes, - température entre 80 et 250°C, - pression inférieure à 1,5 MPa, f) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l'étape e) de précipitation pour obtenir une fraction contenant les sédiments, et une fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments, g) une étape de récupération d'une fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids consistant à séparer la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l'étape f) de la coupe de distillat introduite lors de l'étape e) et qui est recyclée à la dite étape e).

2. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape d'hydrodémetallation a) est conduite aux conditions opératoires suivantes :
- température de préférence comprise entre 350°C et 430°C, - pression absolue de préférence comprise entre 11 MPa et 26 MPa, de manière encore préférée entre 14 MPa et 20 MPa, - VVH, (définie comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur), comprise entre 0,1 h-1 et 5 h-1, préférentiellement entre 0,15 h-1 et 3 h-1, et plus préférentiellement entre 0,2 h-1 et 2 h-1.

3. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape d'hydrodémétallation a) utilise un catalyseur d'hydrodémétallation comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, 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 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène MoO3) sur un support minéral.

4. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape b) d'hydrotraitement est réalisée à une température comprise entre 350°C et 430°C, et sous une pression absolue comprise entre 14 MPa et 20 MPa.

5. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape d'hydrotraitement b) utilise un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, 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 MoO3) sur un support minéral choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux.

6. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape c) d'hydrocraquage est réalisée à une température comprise entre 350°C et 430°C, et sous une pression absolue comprise entre 14 MPa et 20 MPa.

7. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape c) d'hydrocraquage utilise un catalyseur comprenant de 0,5%
à 10% en poids de nickel, 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 MoO3) sur un support minéral choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux.

8. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape de séparation d) comprend au moins une distillation atmosphérique qui permet d'obtenir au moins une fraction distillat atmosphérique, et au moins une fraction résidu atmosphérique.

9. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape de séparation d) comprend au moins une distillation sous vide qui permet d'obtenir au moins une fraction distillat sous vide, et au moins une fraction résidu sous vide.

10. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape e) de précipitation des sédiments est réalisée par déstabilisation, c'est-à-dire par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec une coupe de distillat comprenant de 3 à
40 atomes de carbone, et plus précisément dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 150°C.

11. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel la coupe distillat utilisée pour la mise en contact avec la fraction liquide lourde issue de l'étape d) est choisie parmi les coupes suivantes prises seules ou en mélange : coupes de type propane, butane, pentane, hexane, heptane, naphta, kérosène, gasoil atmosphérique ou gasoil sous vide.

12. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape e) de précipitation des sédiments est réalisée selon une variante dite par oxydation, c'est à dire par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec un composé oxydant gaz, liquide ou solide, par exemple un peroxyde tel que l'eau oxygénée, ou encore une solution oxydante minérale telle qu'une solution de permanganate de potassium ou un acide minéral tel que l'acide sulfurique.

13. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape e) de précipitation des sédiments est réalisée selon une variante dite de déstabilisation oxydante, c'est-à-dire par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l'étape d) de séparation avec une coupe de distillat telle que définie dans la variante de précipitation par déstabilisation, et d'un composé oxydant gaz, liquide ou solide tel que définie dans la variante de précipitation par oxydation.

14. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape f) de séparation physique des sédiments utilise un moyen de séparation physique choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation électrostatique, un filtre électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un décanteur centrifuge, un soutirage par vis sans fin.

15. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l'étape g) de récupération de la fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids consiste à séparer la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l'étape f) de la coupe de distillat introduite lors de l'étape e), laquelle est recyclée à l'étape e).