EP0103528B1 - Procédé de traitement d'un pétrole brut préalablement à sa distillation à pression atmosphérique - Google Patents

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EP0103528B1
EP0103528B1 EP19830401798 EP83401798A EP0103528B1 EP 0103528 B1 EP0103528 B1 EP 0103528B1 EP 19830401798 EP19830401798 EP 19830401798 EP 83401798 A EP83401798 A EP 83401798A EP 0103528 B1 EP0103528 B1 EP 0103528B1
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EP
European Patent Office
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crude oil
process according
solvent
water
carbon atoms
Prior art date
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Expired
Application number
EP19830401798
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German (de)
English (en)
Other versions
EP0103528A1 (fr
Inventor
Claude Scherrer
Michel Laborde
Claude Baumann
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Compagnie Francaise de Raffinage SA
Original Assignee
Compagnie Francaise de Raffinage SA
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Publication date
Application filed by Compagnie Francaise de Raffinage SA filed Critical Compagnie Francaise de Raffinage SA
Publication of EP0103528A1 publication Critical patent/EP0103528A1/fr
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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
    • C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
    • C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
    • C10G53/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one extraction step

Definitions

  • the present invention relates to a process for treating a crude oil prior to its distillation at atmospheric pressure.
  • crude oil is understood to mean both oil coming directly from a deposit and dilute heavy crude oil, or synthetic crude oil, that is to say reconstituted from fractions of hydrocarbons, obtained from hydrocarbon products that may have undergone treatments (crude oil, heavy oils, bituminous shales, coal).
  • the invention relates in particular to a process for treating a crude oil whose density at 15.6 ° C, expressed in API degrees, is between 20 and 40, which corresponds to a density at 15 ° C between approximately 0.934 g / ml and 0.825 g / ml.
  • the upper limit of this 40 ° API range corresponds to a light crude oil, in which asphaltenes are generally scarce, while the lower limit of 20 ° API corresponds to the density of the heaviest crude oils generally treated in conventional refinery desalters.
  • the invention also relates to a method for treating a crude oil whose density at 15.6 ° C is less than 20 ° API.
  • the treatment according to the invention is applied to said crude oil after addition of a diluent such as a light gasoline, also called "fluxing agent", the proportion of which can be between 0 and 50% of the volume of the oil. gross depending on the case.
  • crude oil received by refineries, contains many impurities consisting of water, salts dissolved in water, as well as solid particles, which it is necessary to remove, to avoid as much corrosion of material and dirt deposits (solids or sludge) in storage tanks and refinery processing units as possible.
  • the salts contained in crude oil thus pass into solution in water.
  • the emulsion is then conducted to a desalter, where the water and crude oil separate.
  • a high voltage electrostatic field can be created in the desalter, to accelerate the coalescence of the water droplets.
  • This desalting operation leads to the production of a "water phase”, that is to say an aqueous layer, containing in particular salts in solution, which separates at the bottom of the desalter, and a “Crude phase” means a layer of crude oil that forms at the top of the desalter.
  • a stable emulsion can also form, under certain conditions, at the interface of the water phase and the raw phase.
  • This stable emulsion constitutes a phase separated from the water phase and the crude phase; it cannot be resolved under the temperature conditions prevailing in a desalter without specific provisions.
  • This stable emulsion can contain approximately 49 to 19% by weight of crude oil, 50 to 80% by weight of water, and 1% by weight of insoluble products.
  • These insoluble products consist of approximately 50 to 70% by weight of mineral compounds, and in particular of iron compounds (oxides, sulfides), and 50 to 30% of organic compounds (asphaltenes, carbenes).
  • Asphaltenes and carbenes are bituminous compounds soluble in carbon sulphide, the carbenes being insoluble in hot benzene, while the asphaltenes are soluble there. Asphaltenes are, depending on the temperature, partially soluble in crude oil, while carbenes are insoluble in it.
  • the “stable emulsion” is of the “water in oil” type, the water droplets being dispersed in crude oil.
  • the insoluble products are concentrated on the periphery and inside the water droplets and it is important that these droplets are not entrained by the desalted crude oil, because otherwise the insoluble products would deposit in the preheating exchangers of the desalinated crude oil preceding the furnace through which the desalinated crude oil passes before its distillation. This would result in rapid fouling of the exchangers, with the consequence of the need for frequent maintenance operations and an increase in the consumption of the fuel necessary to heat the crude oil in the furnace.
  • the crude oil coming from desalting is in fact generally subjected, then, to a distillation at atmospheric pressure, which leads to the production of a gas phase, various distillates and an atmospheric residue.
  • crude oil still contains sodium chloride, calcium chloride and magnesium chloride.
  • sodium chloride which is stable
  • calcium chloride and magnesium chloride are hydrolyzed sés by steam at a temperature above about 120 ° C and thus give rise to hydrochloric acid, which is concentrated in the overhead vapors, then in the condensing water.
  • Crude oil, after stabilization, contains practically no hydrogen sulphide in the dissolved state; on the other hand, the cracking of sulfur derivatives, which occurs during distillation, gives rise to hydrogen sulphide, which also concentrates in the head vapors of the column.
  • a neutralizing agent such as ammonia in the gaseous phase or in aqueous solution is therefore usually injected into the condensation line of the water which joins the head of the column. in the condenser, or in a reflux circulating at the top of the distillation column. This injection is intended to maintain the pH of the condensation water at a determined value or, more precisely, to maintain the variations in pH within a determined range.
  • vacuum distillation The residue from atmospheric distillation is then itself subjected to distillation under reduced pressure, called vacuum distillation, which makes it possible to separate a heavy diesel fuel, various cuts of distillates, which can serve as raw materials, for example, for lubricating oils. and cracking methods, and a vacuum residue.
  • This vacuum residue which can be used to prepare lubricants, contains asphalt in varying concentrations. It can therefore be subjected to a deasphalting operation by adding an appropriate solvent, such as propane, which precipitates the asphalt or pitch, while the deasphalted oil is recovered, the solvent being finally separated as well. deasphalted oil only from recovered pitch.
  • an appropriate solvent such as propane
  • the mechanism of this fouling is complex and varied; it can be caused by accumulations of oxidation products, deposits of asphaltenes, salts, or by scaling phenomena.
  • the deposits are made up for 50 to 70% by weight of mineral compounds, in particular iron compounds (oxides, sulfides) and for 50 to 30% of organic compounds (asphaltenes, carbenes). They can also be organic compounds which polymerize under the action of heat, oxides or oxygen dissolved in crude oil.
  • anti-fouling agents partially remedies this drawback.
  • the antifouling agent is a chemical which is added to the load at very low concentrations, of the order of a few parts per million by volume.
  • Many types of antifouling agents have already been proposed, such as, for example, agents based on phosphorus esters or else based on sulfosuccinates (see, for example, French patent No. 2421958, the holder of which is joint holder).
  • This deasphalting operation using superheated steam also causes the formation of a stable and difficult to resolve emulsion, and generally leads to the presence of large amounts of water in the effluent charge, which can be harmful during subsequent treatments. Finally, this operation must often be supplemented by an additional deasphalting treatment with solvent, which is also expensive.
  • the present invention aims to overcome these drawbacks using a process for treating a crude oil, characterized in that, prior to its atmospheric distillation, said crude oil is successively subjected to at least one desalting operation. in the liquid phase, then in at least one deasphalting operation, by treatment of the desalted crude oil using an appropriate deasphalting solvent.
  • the licensee has in fact established that the desalting operation in the liquid phase, prior to that of deasphalting, can be carried out economically at temperatures below 160 ° C., and makes it possible to remove not only the salts present in the charge to be treated, but also the quantities of water contained in the crude to be treated, thus avoiding the formation of a third liquid phase during of the subsequent deasphalting operation and to further improve the recovery of deasphalting pitches, since most of the mineral salts have been removed from the batch to be treated during the desalting operation.
  • the present invention further aims to limit the fouling of equipment in petroleum refineries and, in particular, heat exchangers and thus to increase their efficiency in considerable proportions.
  • the invention also aims to reduce the corrosion of the preheating exchangers and of the condensation devices and zones at the top of the atmospheric distillation columns, by limiting the risk of acid compounds being formed during the treatment of the charge.
  • the invention aims to obtain better quality atmospheric distillation residues, by elimination, before distillation, of most of the metals present in the feed.
  • the desalting operation can be carried out in a manner known per se, for example as described in the aforementioned French patent No. 2388037, by first adding to the crude oil a first demulsifier, for example based on oxide copolymer of ethylene and propylene, then adding a quantity of water representing 2 to 10% by volume of crude oil. This mixture is then introduced into an electrostatic desalter where the temperature is maintained below about 160 ° C. and preferably 135 ° C., in order to avoid too great an electrical conductivity due to the oxygenated and nitrogenous products present in the charge.
  • a first demulsifier for example based on oxide copolymer of ethylene and propylene
  • the desalting operation can be brought to a slightly higher temperature, without however exceeding 160 ° C., when the API viscosity of the crude decreases.
  • the pressure in the desalter can be between 1 and 20 bar.
  • a second demulsifying agent such as di-2 ethylhexyl sodium sulfosuccinate, is injected into the desalter.
  • a water phase is removed from this desalter, containing most of the sodium chloride, as well as other salts such as calcium and magnesium salts, and a desalinated crude oil phase is recovered, containing a small amount of water and salts, mainly sodium chloride, as well as asphaltenes, a fraction of which is in suspension.
  • a deasphalting solvent consisting, for example, of a cut of hydrocarbons with 3 and 4 carbon atoms or a gas condensate from a crude oil or gas production field, is introduced into the crude oil. i.e. a section obtained directly by condensation on the production field and which may contain, in variable quantities, hydrocarbons having between 3 and 7 carbon atoms or more), in an amount representing from 100 to 500% by volume and, preferably, from 100 to 250%, compared to crude oil.
  • the deasphalting solvent will be devoid of water.
  • the water which is suspended in the crude oil after desalting will largely dissolve in the solvent, which will result in an increase in the salt concentration of the undissolved water.
  • the specific mass of the water droplets present in crude oil will therefore increase, which, as will be explained in more detail in the remainder of this description, will favor the elimination with the pitch of the salt remaining in the charge, at the outcome of deasphalting, resulting in better desalination of crude oil.
  • this mixture After mixing the deasphalting solvent and the crude oil, this mixture will be introduced into a deasphalting installation, in which the pitch precipitates and separates from the crude. There is thus recovered, by usual techniques, a mixture of pitch and solvent, which are then separated in a conventional manner, and a mixture of deasphalted crude oil and solvent, also separated by known techniques.
  • an anti-fouling agent such as di-2. sodium ethylhexyl sulfosuccinate, as described in French patent No. 2421958. Indeed, while with such an anti-fouling agent, the fouling speed of the exchangers is usually reduced by approximately 50%, the treatment in accordance with invention further reduces this fouling rate due to the elimination of asphaltenes and salts prior to atmospheric distillation.
  • the atmospheric distillation residue has reduced Conradson carbon (Conradson carbon is measured according to AFNOR NFT 60-116 standard) and reduced heavy metals (vanadium, nickel, etc.) and contains practically no more alkali metals. and alkaline earth.
  • Conradson carbon is measured according to AFNOR NFT 60-116 standard
  • reduced heavy metals vanadium, nickel, etc.
  • This atmospheric distillation residue can therefore be subjected directly to a catalytic cracking, due to an acceptable content of contaminants.
  • the treatment according to the invention can be applied to a crude oil with density, expressed in API degrees, between 20 and 40. It is also possible to apply it also to heavier oils by adding a diluent such as a light gasoline also called "fluxing", representing from 0 to 50% of the volume of the crude oil, before the desalting operation and, more precisely, before the incorporation of the first demulsifying agent.
  • a diluent such as a light gasoline also called "fluxing” representing from 0 to 50% of the volume of the crude oil, before the desalting operation and, more precisely, before the incorporation of the first demulsifying agent.
  • the crude oil to be treated is first subjected to a desalting phase in an electrostatic desalter 1, which is supplied by a line 2 equipped with a pump 3.
  • Water intended to dissolve the salts present in the crude oil, is introduced via line 5 into line 2, in an amount representing from 2 to 10% by volume of the crude oil.
  • Preliminary is injected into line 2, through line 4, a first demulsifier, for example based on a copolymer of ethylene and propylene oxides, intended to promote the resolution of the unstable emulsion of petroleum and water which is introduced into the desalter.
  • the pump 3 continuously introduces into the desalter 1 the mixture of crude oil, water and first demulsifier. This mixture remains in the desalter between 20 min and 1 h, at a temperature below 160 ° C and preferably at 135 ° C.
  • the unstable emulsion is resolved there into a “water phase” 6 and a “raw phase” 7 which are drawn off continuously, respectively by lines 8 and 9.
  • An intermediate phase constituted by a stable emulsion of water in crude oil, can however form at the interface of phases 6 and 7 and, to resolve this stable emulsion, we inject into the desalter, via line 2 ', above the level of the interface of phases 6 and 7, a second demulsifying agent such as di-2 ethylhexyl sodium sulfosuccinate.
  • the desalted crude oil which is removed from the desalter by line 9 contains, in total, 0.4 to 0.7% by volume of water, of which 0.3 to 0.6% in suspension. It also contains 3 to 50 p.p.m. of various salts, most of which consists of sodium chloride. Finally, asphaltenes which have already precipitated are present there in suspension at a content of approximately 100 to 500 p.p.m.
  • a deasphalting solvent in an amount representing from 100 to 500% by volume of the crude oil and, preferably, from 100 to 250%, and the resulting mixture is introduced into a static mixer 11 .
  • the deasphalting solvent can consist of a cut of hydrocarbons with 4 carbon atoms, of a cut of hydrocarbons with 3 and 4 carbon atoms or alternatively of condensates obtained during the production of gas on production fields. of crude oil or gas, these condensates generally containing from 20 to 30% by volume of hydrocarbons with 3 carbon atoms, 20 to 30% of hydrocarbons with 4 carbon atoms, the remainder consisting mainly of 5 carbon atoms.
  • the deasphalting solvent should preferably be dry, in order to promote additional desalting of the crude oil during the deasphalting operation.
  • the mixture of crude oil and deasphalting solvent leaving the mixer 11 is evacuated by a line 12 to a deasphalting installation 13, where it remains for 15 to 30 min, at a temperature between 80 and 135 ° C and at a pressure between 30 and 50 bar, when operating with sections of hydrocarbons with 3 carbon atoms, or of hydrocarbons with 3 and 4 carbon atoms.
  • this temperature can be from 100 to 250 ° C and the pressure between 30 and 50 bar insofar as the condensate contains significant proportions of hydrocarbons at 5 carbon atoms or more.
  • a phase 14 is separated, consisting of pitch and solvent, which is discharged by line 15 and separated into 16 into solvent and pitch, discharged respectively by lines 17 and 18
  • a mixture 20 of deasphalted crude oil and of solvent is also recovered via line 19, which can be separated into 21 into solvent, discharged via line 22, and into deasphalted crude oil, discharged through line 23.
  • the mixture can be sent directly to line 23.
  • Fig. 2 illustrates in more detail the deasphalting operation, in the case where the solvent consists of a cut of hydrocarbons with 4 carbon atoms (part A of the diagram in FIG. 1).
  • the mixture of desalted crude oil and solvent arriving via line 112 is separated in the deasphalting installation 113 into a phase 114, consisting of pitch soaked in solvent, which is discharged through line 115, and into a phase 116, constituted of deasphalted crude oil and solvent, which is evacuated via line 117.
  • the mixture of pitch and solvent is heated in an oven 118 and a "flash" distillation then makes it possible, in 119, to separate the pitch, which is recovers via line 120, and the solvent, which uses line 121.
  • the mixture of deasphalted crude oil and of solvent is separated at 122 and the deasphalted crude oil is recovered by line 123 and, by line 124, to which line 21 is connected, coming from “flash” distillation 119 , solvent.
  • This one is subjected, in 125, to a new distillation, and one recovers, by line 126, a cut of hydrocarbons with 4 carbon atoms, dry, recycled on line 10 (cf. fig. 1) , and via line 127, hydrocarbons with 3 and less than 3 carbon atoms, which can be brought to line 28 of column 27, after condensation.
  • the amount of Conradson carbon removed with pitch can reach 90% of the total weight of Conradson carbon present in petroleum before deasphalting. Likewise, most of the metals present, the presence of which is particularly harmful to conversion catalysts, such as catalytic cracking catalysts, is eliminated with pitch.
  • the deasphalting operation results in more complete desalting of the crude oil.
  • the solubility of water in hydrocarbons with 4 carbon atoms, at 130 ° C, being 0.7% by weight part of the water will pass into the dry deasphalting solvent.
  • the concentration of the salts in the remaining water will therefore increase, resulting in a higher specific mass of this water, and the droplets of this heavier water will be eliminated with pitch during the deasphalting.
  • These drops of water will be all the more easily removed as it is well known that they tend to surround themselves with a film of asphaltenes.
  • the residue from the atmospheric distillation (line 30 in Fig. 1) of the desalted and deasphalted crude oil obtained by the process according to the invention is particularly suitable as feedstock for a catalytic cracking unit, because of the small amount of contaminants that 'it contains.
  • the flow of line 30 can be mixed everywhere or part of the flow of lines 29c and 29b.
  • the process which has just been described can be applied to a crude oil of 20 to 40 API. It can also be optionally applied to heavier petroleum, that is to say API degree less than 20, by incorporating it through line 31 (fig. 1), prior to any other treatment, that is that is, upstream of the injection of the first demulsifier, a light diluting essence, which can represent up to 50% by volume of crude oil.
  • a first demulsifier 10 p.p.m. of a first demulsifier is injected continuously into the charge, based on a copolymer of ethylene and propylene oxides, and 8% by volume of water based on crude oil.
  • the desalter temperature is 130 ° C and the residence time of the crude oil is 20 min.
  • Desalinated crude oil now contains only 40 mg / I of salts (expressed as sodium chloride), but contains 0.6% by volume of water.
  • the desalting rate, after deasphalting, is therefore 97% and the rate of removal of heavy metals (vanadium, nickel) is greater than 97%.
  • Desalting is carried out under the following conditions: 7 ppm of a first demulsifier is continuously injected into the feed, based on a copolymer of ethylene and propylene oxides, and 7% by volume of water based on crude oil .
  • the desalter temperature is 130 ° C and the residence time of the crude oil is 20 min.
  • the desalting rate, after deasphalting, is therefore 98% and the rate of removal of heavy metals (vanadium, nickel) is greater than 90%.
  • the yield of pitch recovered is 10%. This pitch has a softening point of 130 ° C.
  • Example 2 The same operations are repeated as in Example 2, on the same charge and under the same conditions, but varying the level of the deasphalting solvent.
  • the results obtained for various levels of solvent appear in the following table:
  • This table shows that by varying the rate of deasphalting solvent, it is possible to adjust the content of various contaminants of the treated oil and the pitch yield as desired.

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Description

  • La présente invention concerne un procédé de traitement d'un pétrole brut préalablement à sa distillation à pression atmosphérique.
  • Dans la présente description, on entendra par «pétrole brut» aussi bien un pétrole venant directement d'un gisement qu'un pétrole brut lourd dilué, ou un pétrole brut synthétique, c'est-à-dire reconstitué à partir de fractions d'hydrocarbures, obtenues à partir de produits hydrocarbonés ayant éventuellement subi des traitements (pétrole brut, huiles lourdes, schistes bitumeux, charbon).
  • Plus précisément, l'invention concerne en particulier un procédé de traitement d'un pétrole brut dont la masse volumique à 15,6° C, exprimée en degrés API, est comprise entre 20 et 40, ce qui correspond à une masse volumique à 15° C comprise environ entre 0,934 g/ml et 0,825 g/ml. La limite supérieure de cette gamme 40° API, correspond à un pétrole brut léger, dans lequel les asphaltènes sont généralement peu abondants, tandis que la limite inférieure de 20° API correspond à la masse volumique des pétroles bruts les plus lourds généralement traités dans les dessaleurs conventionnels de raffinerie.
  • L'invention concerne également un procédé de traitement d'un pétrole brut dont la masse volumique à 15,6° C est inférieure à 20° API. Dans ce cas, le traitement conforme à l'invention est appliqué audit pétrole brut après addition d'un diluant tel qu'une essence légère, également appelée «fluxant», dont la proportion peut être comprise entre 0 et 50% du volume du pétrole brut suivant les cas.
  • On sait que le pétrole brut, reçu par les raffineries, contient de nombreuses impuretés constituées par de l'eau, des sels en solution dans l'eau, ainsi que des particules solides, qu'il est nécessaire d'éliminer, pour éviter autant que possible la corrosion du matériel et des dépôts de salissures (soli- . des ou boues) dans les bacs de stockage et les unités de traitement des raffineries.
  • Préalablement au traitement du pétrole brut par distillation, on commence, de façon classique, par effectuer une opération de dessalage, qui consiste à ajouter de l'eau au pétrole brut, puis à provoquer la formation, d'une émulsion, de façon à créer un contact intime entre l'eau et le pétrole.
  • Les sels contenus dans le pétrole brut passent ainsi en solution dans l'eau. L'émulsion est ensuite conduite dans un dessaleur, où l'eau et le pétrole brut se séparent. De façon à améliorer cette séparation, on peut créer dans le dessaleur un champ électrostatique à haute tension, pour accélérer la coalescence des gouttelettes d'eau.
  • On peut ajouter au brut, avant son entrée dans le dessaleur, un agent désémulsifiant.
  • Cette opération de dessalage conduit à l'obtention d'une «phase eau», c'est-à-dire d'une couche aqueuse, contenant notamment des sels en solution, qui se sépare à la partie inférieure du dessaleur, etd'une«phase brut», c'est-à-dire d'une couche de pétrole brut qui se forme à la partie supérieure du dessaleur.
  • Il peut se former aussi, dans certaines conditions, à l'interface de la phase eau et de la phase brut, une émulsion stable. Cette émulsion stable constitue une phase séparée de la phase eau et de la phase brut; elle ne peut être résolue dans les conditions de température régnant dans un dessaleur en l'absence de dispositions particulières.
  • Cette émulsion stable peut contenir environ de 49 à 19% en poids de pétrole brut, de 50 à 80% en poids d'eau, et 1 % en poids de produits insolubles. Ces produits insolubles sont constitués par environ 50 à 70% en poids de composés minéraux, et notamment de composés du fer (oxydes, sulfures), et 50 à 30% de composés organiques (asphaltènes, carbènes). Les asphaltènes et les carbènes sont des composés bitumineux solubles dans le sulfure de carbone, les carbènes étant insolubles dans le benzène à chaud, alors que les asphaltènes y sont solubles. Les asphaltènes sont, selon la température, partiellement solubles dans le pétrole brut, tandis que les carbènes y sont insolubles.
  • L'«émulsion stable» est du type «eau dans huile», les gouttelettes d'eau étant dispersées dans le pétrole brut. Les produits insolubles sont concentrés à la périphérie et à l'intérieur des gouttelettes d'eau et il est important que ces gouttelettes ne soient pas entraînées par le pétrole brut dessalé, car, sinon, les produits insolubles se déposeraient dans les échangeurs de préchauffage du pétrole brut dessalé précédant le four où passe le pétrole brut dessalé avant sa distillation. Il en résulterait un encrassement rapide des échangeurs, avec pour conséquence la nécessité d'opérations fréquentes d'entretien et une augmentation de la consommation du combustible nécessaire pour chauffer le pétrole brut dans le four.
  • Pour résoudre de telles émulsions stables, la titulaire a déjà proposé, dans le brevet français FR-A-2388037, dont elle est cotitulaire, d'injecter dans le dessaleur, en cas de nécessité, outre le premier agent désémulsifiant généralement ajouté au pétrole brut avant son entrée dans le dessaleur, un second agent désémulsifiant tel que le di-2 éthylhexyl sulfosuccinate de sodium.
  • Il est ainsi possible de résoudre les émulsions stables et de réduire considérablement l'encrassement des installations de préchauffe où le pétrole brut dessalé est conduit.
  • Le pétrole brut venant du dessalage est en effet généralement soumis, ensuite, à une distillation à pression atmosphérique, qui conduit à l'obtention d'une phase gazeuse, de différents distillats et d'un résidu atmosphérique.
  • Toutefois, la distillation atmosphérique du pétrole brut ne peut être effectuée industriellement dans de bonnes conditions que si des précautions sont prises pour limiter la corrosion des installations.
  • En effet, après le dessalage et, éventuellement, une neutralisation complémentaire par de la soude, par exemple, le pétrole brut contient encore du chlorure de sodium, du chlorure de calcium et du chlorure de magnésium. A la différence du chlorure de sodium qui est stable, le chlorure de calcium et le chlorure de magnésium sont hydrolysés par la vapeur d'eau à une température supérieure à 120° C environ et donnent ainsi naissance à de l'acide chlorhydrique, qui se concentre dans les vapeurs de tête, puis dans l'eau de condensation.
  • Le pétrole brut, après stabilisation, ne contient pratiquement pas d'hydrogène sulfuré à l'état dissous; par contre, le craquage de dérivés soufrés, qui intervient lors de la distillation, donne naissance à de l'hydrogène sulfuré, qui se concentre également dans les vapeurs de tête de la colonne.
  • Afin de neutraliser les acides présents dans les vapeurs de tête de la distillation, on injecte donc habituellement un agent neutralisant tel que l'ammoniac en phase gazeuse ou en solution aqueuse dans la ligne de condensation de l'eau qui joint la tête de la colonne au condenseur, ou dans un reflux circulant en tête de la colonne de distillation. Cette injection est destinée à maintenir le pH de l'eau de condensation à une valeur déterminée ou, plus exactement, à maintenir les variations de pH dans une plage déterminée.
  • Le résidu de la distillation atmosphérique est ensuite soumis lui-même à une distillation sous pression réduite, appelée distillation sous vide, qui permet de séparer un gazole lourd, diverses coupes de distillats, pouvant servir de matières premières, par exemple, pour les huiles lubrifiantes et les procédés de craquage, et un résidu sous vide.
  • Ce résidu sous vide, que l'on peut utiliser pour préparer des lubrifiants, contient de l'asphalte en concentration variable. On peut donc le soumettre à une opération de désasphaltage par addition d'un solvant approprié, tel que le propane, qui précipite l'asphalte ou brai, tandis que l'on récupère de l'huile désasphaltée, le solvant étant enfin séparé aussi bien de l'huile désasphaltée que du brai récupéré.
  • Au cours de cette phase de désasphaltage sont également éliminés avec le brai la plupart des métaux (nickel, vanadium, etc.) qui étaient encore présents dans le résidu sous vide.
  • De nombreux types de solvants ont été proposés pour cette phase de désasphaltage et les conditions opératoires ont été minutieusement étudiées. Elle intervient cependant toujours après les opérations de distillation.
  • En étudiant les mécanismes d'encrassement des équipements, par exemple des échangeurs de chaleur, dans lesquels passent les charges des différentes unités d'une raffinerie, la titulaire a cependant mis en évidence le rôle important joué par les asphaltènes, l'un des constituants de l'asphalte, dans cet encrassement.
  • Il est bien connu, en effet, qu'à l'intérieur des échangeurs de chaleur, notamment, se forment des dépôts attribués à la présence dans les charges de matières organiques ou inorganiques.
  • Le mécanisme de cet encrassement est complexe et varié; il peut être provoqué par des accumulations de produits d'oxydation, de dépôts d'asphaltènes, de sels, ou par des phénomènes d'entartrage. Par exemple, dans le cas des échangeurs les plus chauds d'une chaîne de préchauffe du pétrole brut précédant une distillation sous pression atmosphérique, les dépôts sont constitués pour 50 à 70% en poids de composés minéraux, notamment de composés du fer (oxydes, sulfures) et pour 50 à 30% de composés organiques (asphaltènes, carbènes). Il peut s'agir également de composés organiques qui se polymérisent sous l'action de la chaleur, d'oxydes ou d'oxygène dissous dans le pétrole brut.
  • Ainsi, l'encrassement de ces échangeurs, outre des opérations de nettoyage plus fréquentes, entraîne une augmentation de la consommation de l'énergie nécessaire pour chauffer la charge, due à la perte d'efficacité des échangeurs.
  • L'emploi d'agents antisalissures permet de remédier partiellement à cet inconvénient. L'agent antisalissures est un produit chimique qui est ajouté à la charge à des concentrations très faibles, de l'ordre de quelques parties par million en volume. De nombreux types d'agents antisalissures ont déjà été proposés, comme, par exemple, des agents à base d'esters phosphorés ou encore à base de sulfosuccinates (voir, par exemple, le brevet français No 2421958 dont la titulaire est cotitulaire).
  • Il est en outre connu d'effectuer directement sur les pétroles bruts, et en particulier sur les pétroles lourds, une opération de désasphaltage. Les charges ainsi débarrassées des asphaltènes peuvent alors être soumises à des opérations de conversion telles qu'un hydrotraitement. Le brevet français No 2159311 montre ainsi que le désasphaltage des résidus de distillation ou de charges lourdes peut être effectué à l'aide de vapeur surchauffée. Cette opération nécessite cependant un niveau thermique élevé, les charges étant soumises à des températures supérieures à 400° C et, de préférence, à près de 450° C, pendant plus d'une heure, ce qui diminue par conséquent l'intérêt économique de ce procédé. Cette opération de désasphaltage à l'aide de vapeur surchauffée occasionne en outre la formation d'une émulsion stable et difficile à résoudre, et conduit généralement à la présence d'importantes quantités d'eau dans la charge effluente, qui peuvent être néfastes lors des traitements ultérieurs. Enfin, cette opération doit souvent être complétée par un traitement complémentaire de désasphaltage au solvant, qui est également coûteux.
  • La présente invention vise à pallier ces inconvénients à l'aide d'un procédé de traitement d'un pétrole brut, caractérisé en ce que, préalablement à sa distillation atmosphérique, l'on soumet successivement ledit pétrole brut à au moins une opération de dessalage en phase liquide, puis à au moins une opération de désasphaltage, par traitement du pétrole brut dessalé à l'aide d'un solvant de désasphaltage approprié.
  • La titulaire a en effet établi que l'opération de dessalage en phase liquide, préalablement à celle du désasphaltage, peut être réalisée de façon économique à des températures inférieures à 160° C, et permet d'enlever non seulement les sels présents dans la charge à traiter, mais aussi les quantités d'eau contenues dans le brut à traiter, évitant ainsi la formation d'une troisième phase liquide au cours de l'opération de désasphaltage ultérieure et d'améliorer en outre la récupération des brais de désasphaltage, dans la mesure où la plupart des sels minéraux ont été retirés de la charge à traiter au cours de l'opération de dessalage.
  • La présente invention vise, en outre, à limiter l'encrassement des équipements des raffineries de pétrole et, en particulier, des échangeurs de chaleur et à accroître ainsi dans des proportions considérables leur rendement.
  • L'invention vise également à réduire la corrosion des échangeurs de préchauffe et des dispositifs et zones de condensation en tête des colonnes de distillation atmosphérique, en limitant le risque de voir des composés acides se former au cours du traitement de la charge.
  • L'invention vise enfin à obtenir des résidus de distillation atmosphérique de meilleure qualité, par élimination, avant la distillation, de la majeure partie des métaux présents dans la charge.
  • L'opération de dessalage pourra être conduite d'une façon connue en soi, par exemple comme décrit dans le brevet français No 2388037 précité, en ajoutant d'abord au pétrole brut un premier désémulsifiant, par exemple à base de copolymère d'oxyde d'éthylène et de propylène, puis en y ajoutant une quantité d'eau représentant de 2 à 10% de volume du pétrole brut. Ce mélange est ensuite introduit dans un dessaleur électrostatique où la température est maintenue au-dessous d'environ 1600 C et de préférence 135° C, afin d'éviter une trop grande conductibilité électrique due aux produits oxygénés et azotés présents dans la charge.
  • Néanmoins, l'opération de dessalage peut être portée à une température légèrement supérieure, sans toutefois dépasser 160° C, lorsque la viscosité API du brut décroît. La pression dans le dessaleur peut être comprise entre 1 et 20 bar.
  • Comme décrit dans le brevet précité, lorsqu'une émulsion stable se forme dans le dessaleur, un second agent désémulsifiant, tel que le di-2 éthylhexyl sulfosuccinate de sodium, est injecté dans le dessaleur.
  • On évacue de ce dessaleur une phase eau, contenant la plus grande partie du chlorure de sodium, ainsi que d'autres sels tels que des sels de calcium et de magnésium, et l'on récupère une phase de pétrole brut dessalé, contenant une petite quantité d'eau et de sels, essentiellement du chlorure de sodium, ainsi que des asphaltènes, dont une fraction est en suspension.
  • On introduit ensuite dans le pétrole brut un solvant de désasphaltage constitué, par exemple, d'une coupe d'hydrocarbures à 3 et 4 atomes de carbone ou un condensat de gaz de champ de production de pétrole brut ou de gaz (c'est-à-dire une coupe obtenue directement par condensation sur le champ de production et pouvant contenir en quantités variables des hydrocarbures possédant entre 3 et 7 atomes de carbone ou plus), en une quantité représentant de 100 à 500% en volume et, de préférence, de 100 à 250%, par rapport au pétrole brut.
  • Selon une caractéristique importante de l'invention, le solvant de désasphaltage sera dépourvu d'eau. En effet, dans ces conditions, l'eau qui est en suspension dans le pétrole brut après dessalage se dissoudra en grande partie dans le solvant, ce qui se traduira par une augmentation de la concen- tation en sels de l'eau non dissoute. La masse spécifique des gouttelettes d'eau présentes dans le pétrole brut augmentera donc, ce qui, comme on l'expliquera plus en détail dans la suite de la présente description, favorisera l'élimination avec le brai du sel restant dans la charge, à l'issue du désasphaltage, avec pour conséquence un meilleur dessalage du pétrole brut.
  • Après mélange du solvant de désasphaltage et du pétrole brut, on introduira ce mélange dans une installation de désasphaltage, dans laquelle le brai précipite et se sépare du brut. On récupère ainsi, par des techniques usuelles, un mélange de brai et de solvant, qui sont ensuite séparés de façon conventionnelle, et un mélange de pétrole brut désasphalté et de solvant, séparé aussi par des techniques connues.
  • Non seulement le brut ainsi traité conformément à l'invention encrasse beaucoup moins les échangeurs de préchauffe de la colonne de distillation atmosphérique, mais il provoque une corrosion beaucoup plus faible de la tête de colonne, où l'acide chlorhydrique est pratiquement absent par suite de l'élimination complète de l'eau de la charge.
  • Il ne sera plus utile, généralement, d'ajouter à la charge, comme il est d'usage, avant de la faire passer par les échangeurs de préchauffe de la distillation sous pression atmosphérique, un agent anti- salissures tel que le di-2 éthylhexyl sulfosuccinate de sodium, comme décrit dans le brevet français No 2421958. En effet, alors qu'avec un tel agent anti-salissures, la vitesse d'encrassement des échangeurs est réduite habituellement d'environ 50%, le traitement conforme à l'invention permet de réduire encore cette vitesse d'encrassement du fait de l'élimination des asphaltènes et des sels préalablement à la distillation atmosphérique.
  • Par ailleurs, le résidu de distillation atmosphérique a des teneurs en carbone Conradson (le carbone Conradson est mesuré selon la norme AFNOR NFT 60-116) et en métaux lourds (vanadium, nickel, etc.) réduites et ne contient pratiquement plus de métaux alcalins et alcalino-terreux.
  • Ce résidu de distillation atmosphérique pourra donc être soumis directement à un craquage catalytique, en raison d'une teneur acceptable en contaminants.
  • Ainsi qu'il a été indiqué ci-dessus, le traitement conforme à l'invention peut être appliqué à un pétrole brut de masse volumique, exprimée en degrés API, comprise entre 20 et 40. Il est en outre possible de l'appliquer également à des pétroles plus lourds par addition d'un diluanttel qu'une essence légère encore dite «fluxant», représentant de 0 à 50% du volume du brut, avant l'opération de dessalage et, plus précisément, avant l'incorporation du premier agent désémulsifiant.
  • Les dessins annexés illustrent de façon non limitative la mise en oeuvre de l'invention. Sur ces dessins:
    • - la fig. 1 est un diagramme schématique illustrant les diverses opérations du procédé selon l'invention;
    • - la fig. 2 est une vue de détail de la partie A de la fig. 1, illustrant la phase de désasphaltage.
  • Le pétrole brut à traiter est soumis d'abord à une phase de dessalage dans un dessaleur électrostatique 1, qu'alimente une ligne 2 équipée d'une pompe 3.
  • De l'eau, destinée à dissoudre les sels présents dans le pétrole brut, est introduite par la ligne 5 dans la ligne 2, en une quantité représentant de 2 à 10% en volume du pétrole brut. Préalablement est injecté dans la ligne 2, par la ligne 4, un premier désémulsifiant, par exemple à base de copolymère d'oxydes d'éthylène et de propylène, destiné à favoriser la résolution de l'émulsion instable de pétrole et d'eau qui est introduite dans le dessaleur.
  • La pompe 3 introduit en continu dans le dessaleur 1 le mélange de pétrole brut, d'eau et de premier désémulsifiant. Ce mélange séjourne dans le dessaleur entre 20 min et 1 h, à une température inférieure à 160°C et de préférence à 135°C. L'émulsion instable y est résolue en une «phase eau» 6 et une «phase brut» 7 qui sont soutirées en continu, respectivement par les lignes 8 et 9.
  • Une phase intermédiaire, constituée par une émulsion stable d'eau dans le pétrole brut, peut toutefois se former à l'interface des phases 6 et 7 et, pour résoudre cette émulsion stable, on injecte dans le dessaleur, par la ligne 2', au-dessus du niveau de l'interface des phases 6 et 7, un deuxième agent désémulsifianttel que le di-2 éthylhexyl sulfosuccinate de sodium.
  • Le pétrole brut dessalé qui est évacué du dessaleur par la ligne 9 contient, au total, 0,4 à 0,7% en volume d'eau, dont 0,3 à 0,6% en suspension. Il contient également de 3 à 50 p.p.m. de sels divers, dont la plus grande partie est constituée par du chlorure de sodium. Enfin, des asphaltènes qui ont déjà précipité y sont présents en suspension à une teneur d'environ 100 à 500 p.p.m.
  • Dans la ligne 9 est alors injecté en 10 un solvant de désasphaltage, en une quantité représentant de 100 à 500% en volume du pétrole brut et, de préférence, de 100 à 250%, et le mélange résultant est introduit dans un mélangeur statique 11.
  • Le solvant de désasphaltage peut être constitué d'une coupe d'hydrocarbures à 4 atomes de carbone, d'une coupe d'hydrocarbures à 3 et 4 atomes de carbone ou encore des condensats obtenus lors de la production de gaz sur des champs de production de pétrole brut ou de gaz, ces condensats contenant généralement de 20 à 30% en volume d'hydrocarbures à 3 atomes de carbone, 20 à 30% d'hydrocarbures à 4 atomes de carbone, le reste étant constitué principalement d'hydrocarbures à 5 atomes de carbone. Comme indiqué précédemment, le solvant de désasphaltage doit être de préférence sec, afin de favoriser un dessalage complémentaire du pétrole brut lors de l'opération de désasphaltage.
  • Le mélange de pétrole brut et de solvant de désasphaltage sortant du mélangeur 11 est évacué par une ligne 12 vers une installation de désasphaltage 13, où il séjourne pendant 15 à 30 min, à une température comprise entre 80 et 135° C et à une pression comprise entre 30 et 50 bar, lorsque l'on opère avec des coupes d'hydrocarbures à 3 atomes de carbone, ou d'hydrocarbures à 3 et 4 atomes de carbone. De plus, lorsque l'on opère avec des condensats de gaz de champs, cette température peut être de 100 à 250° C et la pression comprise entre 30 et 50 bar dans la mesure où le condensat contient des proportions notables d'hydrocarbures à 5 atomes de carbone ou plus. Dans l'installation 13, le brai précipite et l'on sépare une phase 14, constituée de brai et de solvant, qui est évacuée par la ligne 15 et séparée en 16 en solvant et en brai, évacués respectivement par les lignes 17 et 18. De l'installation 13, on récupère également par la ligne 19 un mélange 20 de pétrole brut désasphalté et de solvant, que l'on peut séparer en 21 en solvant, évacué par la ligne 22, et en pétrole brut désasphalté, évacué par la ligne 23. Lorsque l'on opère avec un condensat de gaz de champs ou lorsque la récupération de ce solvant n'est pas nécessaire, on peut envoyer le mélange directement dans la ligne 23.
  • Celui-ci, de façon usuelle, alimente, après passage dans deux échangeurs de préchauffe, 24 et 25, et un four 26, une colonne de distillation atmosphérique 27. Dans cette colonne sont séparés, en tête, des gaz (ligne 28), divers distillats (lignes 29a, 29b et 29c) et, au fond, un résidu de distillation atmosphérique (ligne 30).
  • La fig. 2 illustre de façon plus détaillée l'opération de désasphaltage, dans le cas où le solvant est constitué d'une coupe d'hydrocarbures à 4 atomes de carbone (partie A du schéma de la fig. 1 ).
  • Le mélange de pétrole brut dessalé et de solvant arrivant par la ligne 112 est séparé dans l'installation de désasphaltage 113 en une phase 114, constituée de brai imbibé de solvant, qui est évacuée par la ligne 115, et en une phase 116, constituée de pétrole brut désasphalté et de solvant, qui est évacuée par la ligne 117. Le mélange de brai et de solvant est chauffé dans un four 118 et une distillation «flash» permet ensuite, en 119, de séparer le brai, que l'on récupère par la ligne 120, et le solvant, qui emprunte la ligne 121.
  • Le mélange de pétrole brut désasphalté et de solvant est séparé en 122 et l'on récupère, par la ligne 123, du pétrole brut désasphalté et, par la ligne 124, à laquelle est raccordée la ligne 21 provenant de la distillation «flash» 119, du solvant. Celui-ci est soumis, en 125, à une nouvelle distillation, et l'on récupère, par la ligne 126, une coupe d'hydrocarbures à 4 atomes de carbone, sèche, recyclée à la ligne 10 (cf. fig. 1 ), et par la ligne 127, des hydrocarbures à 3 et moins de 3 atomes de carbone, qui peuvent être conduits à la ligne 28 de la colonne 27, après condensation.
  • Par le procédé conforme à l'invention, il est possible de régler à volonté le taux de désasphaltage du pétrole brut, pratiquement de 0 à 100%, en ajustant les conditions opératoires et la quantité de solvant de désasphaltage, et il est donc possible de limiter considérablement l'encrassement des échangeurs de préchauffe.
  • La quantité de carbone Conradson éliminée avec le brai peut atteindre 90% du poids total du carbone Conradson présent dans le pétrole avant désasphaltage. De même, la plus grande partie des métaux présents, dont la présence est particulièrement néfaste aux catalyseurs de conversion, tels que les catalyseurs de craquage catalytique, est éliminée avec le brai.
  • En outre, ainsi qu'il a été indiqué ci-dessus, l'opération de désasphaltage a pour conséquence un dessalage plus complet du pétrole brut. En effet, la solubilité de l'eau dans les hydrocarbures à 4 atomes de carbone, à 130° C, étant de 0,7% en poids, une partie de l'eau va passer dans le solvant de désasphaltage sec. La concentration des sels dans l'eau restante va donc s'accroître, avec pour conséquence une masse spécifique plus élevée de cette eau, et les gouttelettes de cette eau plus lourde seront éliminées avec le brai lors du désasphaltage. Ces gouttes d'eau seront d'autant plus facilement éliminées qu'il est bien connu qu'elles ont tendance à s'entourer d'un film d'asphaltènes.
  • Il est ainsi possible d'obtenir une élimination des sels restant dans le pétrole brut (exprimés en NaCI) de 95 à 100%, avec pour conséquence une corrosion en tête de la colonne de distillation atmosphérique pratiquement nulle.
  • Le résidu de la distillation atmosphérique (ligne 30 de la fig. 1) du pétrole brut dessalé et désasphalté obtenu par le procédé selon l'invention convient particulièrement comme charge d'une unité de craquage catalytique, en raison de la faible quantité de contaminants qu'il contient. Dans ce cas, leflux de la ligne 30 peut être mélangé partout ou partie du flux des lignes 29c et 29b.
  • Ainsi qu'il a déjà été indiqué, le procédé qui vient d'être décrit peut être appliqué à un pétrole brut de 20 à 40 API. Il peut en outre être appliqué éventuellement à un pétrole plus lourd, c'est-à-dire de degré API inférieur à 20, en lui incorporant par la ligne 31 (fig. 1 ), préalablement à tout autre traitement, c'est-à-dire en amont de l'injection du premier désémulsifiant, une essence légère de dilution, qui peut représenter jusqu'à 50% en volume du pétrole brut.
  • Les exemples suivants illustrent la mise en oeuvre de l'invention et mettent en évidence ses avantages.
    • Exemple 1
  • On traite, conformément à l'invention, une charge de pétrole brut, présentant les caractéristiques suivantes avant dessalage:
    • - masse volumique à 15° C: 0,9215 (22° API) (mesurée selon la norme AFNOR NFT 60-101 )
    • - viscosité: (mesurée selon la norme AFNOR NFT 60-100)
      • * à 40° C: 80 10-6m2. S-1(cSt)
      • * à 20° C: 200 1O-6m2. S-1 (cSt)
    • - teneur en:
      • * carbone Conradson: 13,2% en poids (mesuré selon la norme AFNOR NFT 60-116)
      • * asphaltènes: 10,2% en poids (mesurés selon la norme AFNOR NFT 60-115)
      • * soufre: 3,6% en poids (mesuré par dosage chimique)
      • * eau: 0,3% en volume (mesurée par dosage chimique)
      • * sels alcalins et alcalino-terreux: 350 mg/I (exprimés en NaCI et mesurés par dosage chimique)
      • * nickel: 62 p.p.m., (mesurés par
      • * vanadium: 340 p.p.m.} fluorescence X)
  • On injecte en continu dans la charge 10 p.p.m. d'un premier désémulsifiant, à base de copolymère d'oxydes d'éthylène et de propylène, et 8% en volume d'eau rapporté au pétrole brut.
  • La température du dessaleur est de 130° C et le temps de séjour du pétrole brut de 20 min.
  • On injecte en continu dans le dessaleur 10 p.p.m. d'un second désémulsifiant, à base de 2-di éthylhexyl sulfosuccinate de sodium.
  • Le pétrole brut dessalé ne contient plus que 40 mg/I de sels (exprimé en chlorure de sodium), mais contient 0,6% en volume d'eau.
  • Le désasphaltage est conduit à 130° C, sous une pression de 40 bar, avec un taux de solvant de 160% en volume. Le solvant utilisé est une coupe d'hydrocarbures, de composition (% en volume) :
    • - propane: 5,1%
    • - isobutane: 21,1%
    • - normal butane: 73,0%
    • - butènes: 0,4%
    • - isopentane: 0,3%
    • - normal pentane: 0,1%
  • Le rendement en pétrole brut désasphalté est de 90% en poids. Ce pétrole brut présente les caractéristiques suivantes:
    • - carbone Conradson: 5% en poids,
    • - asphaltènes: 0,05% en poids,
    • - eau: moins de 0,1 % en volume,
    • - nickel: 2 p.p.m.,
    • - vanadium: 8 p.p.m.,
    • - sels alcalins et alcalino-terreux (exprimés en NaCI): 1,2 mg/I.
  • Le taux de dessalage, après désasphaltage, est donc de 97% et le taux d'élimination de métaux lourds (vanadium, nickel) est supérieur à 97%.
  • Cependant, le rendement en brai récupéré est de 10%. Son point de ramollissement est de 130° C.
  • Cet exemple montre qu'il est possible d'abaisser dans des proportions considérables la teneur en contaminants du pétrole traité.
    • Exemple 2
  • La charge traitée a les caractéristiques suivantes:
    • - masse volumique à 15° C: 0,8925 (27° API),
    • - viscosité à 40° C: 10-6m2· S-1 (cSt)
    • - teneur en:
      • * carbone Conradson: 8,6% en poids,
      • * asphaltènes: 4,7% en poids,
      • * soufre: 2,9% en poids,
      • * eau: 0,2% en volume,
      • * sels alcalins et alcalino-terreux (exprimés en
        NaCI): 180 mg/l,
      • * nickel: 16 p.p.m.,
      • * vanadium: 55 p.p.m.
  • Le dessalage est effectué dans les conditions suivantes: On injecte en continu dans la charge 7 p.p.m. d'un premier désémulsifiant, à base de copolymère d'oxydes d'éthylène et de propylène, et 7% en volume d'eau rapporté au pétrole brut.
  • La température du dessaleur est de 130° C et le temps de séjour du pétrole brut est de 20 min.
  • On injecte dans le dessaleur 10 p.p.m. d'un second désémulsifiant, à base de 2-di éthylhexyl sulfosuccinate de sodium. Le pétrole brut dessalé ne contient plus que 15 mg/I (exprimés en chlorure de sodium) de sels alcalins et alcalino-terreux. Il contient 0,5% en volume d'eau.
  • Le désasphaltage est effectué à 130° C, sous une pression de 40 bar, avec un taux de solvant de 200% en volume. On utilise comme solvant une coupe d'hydrocarbures, ayant la composition suivante (% en volume) :
    • - propane: 30%
    • - isobutane: 15%
    • - normal butane: 53%
    • - isopentane: 1,2%
    • - normal pentane: 0,8%
  • Le rendement en pétrole brut désasphalté est de 90% en poids. Ce pétrole présente les caractéristiques suivantes:
    • - carbone Conradson: 3% en poids,
    • - asphaltènes: moins de 0,05% en poids,
    • -vanadium: 4 p.p.m.,
    • - nickel: 2 p.p.m.,
    • - sels alcalins et alcalino-terreux (exprimés en chlorure de sodium) : 0,5 mg/1.
  • Le taux de dessalage, après désasphaltage, est donc de 98% et le taux d'élimination de métaux lourds (vanadium, nickel) est supérieur à 90%.
  • Le rendement en brai récupéré est de 10%. Ce brai a un point de ramollissement de 130° C.
  • Comme le précédent, cet exemple montre que le pétrole traité ne contient plus que de très faibles quantités de contaminants.
    • Exemple 3
  • On répète les mêmes opérations que dans l'exemple 2, sur la même charge et dans les mêmes conditions, mais en faisant varier le taux du solvant de désasphaltage. Les résultats obtenus pour divers taux de solvant (y compris celui de l'exemple 2, qui a été repris, pour plus de clarté) apparaissent dans le tableau suivant:
    Figure imgb0001
  • Ce tableau montre qu'en faisant varier le taux de solvant de désasphaltage, il est possible d'ajuster à volonté la teneur en divers contaminants du pétrole traité et le rendement en brai.

Claims (10)

1. Procédé de traitement d'un pétrole brut, caractérisé en ce que, préalablement à sa distillation atmosphérique, l'on soumet successivement ledit pétrole brut à au moins une opération de dessalage en phase liquide, puis à au moins une opération de désasphaltage, par traitement du pétrole brut dessalé à l'aide d'un solvant de désasphaltage approprié.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'opération de dessalage en phase liquide est effectuée dans un dessaleur électrostatique maintenu à une température inférieure à 160° C et à une pression comprise entre 1 et 20 bar.
3. Procédé selon l'une des revendications 1 et2, caractérisé en ce que l'opération de dessalage est effectuée en présence d'un agent désémulsifiant.
4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que l'agent désémulsifiant est le di-2 éthylhexyl sulfosuccinate de sodium.
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le solvant de désasphaltage utilisé est dépourvu d'eau.
6. Procédé selon l'une des revendications et5, caractérisé en ce que le solvant de désasphaltage est constitué essentiellement d'une coupe d'hydrocarbures à 4 atomes de carbone, ou d'une coupe d'hydrocarbures à 3 et4 atomes de carbone, ou de condensats des gaz des champs de production de bruts ou de gaz.
7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que l'opération de désasphaltage est conduite dans une installation à une température comprise entre 80 et 135° C, lorsque le solvant est une coupe d'hydrocarbures à 3 atomes de carbone ou à 3 ou 4 atomes de carbone, et entre 100 et 250° C, lorsque le solvant est un condensat de gaz de champs, sous une pression comprise entre 30 et 50 bar, avec un temps de séjour compris entre 15 et 30 min.
8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que, lorsque le pétrole brut a un degré API inférieur à 20, on ajoute audit pétrole brut, préalablement à tout traitement, une essence légère de dilution.
9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que ladite essence de dilution représente 0 à 50% en volume du pétrole brut.
10. Application du procédé selon l'une des revendications 1 à 9 à la préparation d'une charge de craquage catalytique.
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