EP1893727A2 - Procede d'hydrocraquage doux incluant une dilution de la charge - Google Patents

Procede d'hydrocraquage doux incluant une dilution de la charge

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Publication number
EP1893727A2
EP1893727A2 EP06764709A EP06764709A EP1893727A2 EP 1893727 A2 EP1893727 A2 EP 1893727A2 EP 06764709 A EP06764709 A EP 06764709A EP 06764709 A EP06764709 A EP 06764709A EP 1893727 A2 EP1893727 A2 EP 1893727A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
pipe
fraction
weight
charge
vacuum
Prior art date
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Ceased
Application number
EP06764709A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Christophe Gueret
Thierry Chapus
Damien Hudebine
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.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP1893727A2 publication Critical patent/EP1893727A2/fr
Ceased legal-status Critical Current

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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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
    • C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions

Definitions

  • the present invention is in the technical field of cracking hydrocarbon feeds. More particularly, the invention relates to a process in which a vacuum distillate cut or a deasphalted oil or a mixture of these two fractions is diluted by a lighter cut, for example of diesel type, before its mild hydrocracking treatment. , this mild hydrocracking step being prior to treatment with FCC.
  • Mild hydrocracking is a particularly useful application in FCC pretreatment. It is well known that the sulfur content in FCC species as well as the NO x and SO x emissions are significantly reduced when hydrotreating is implemented upstream of the FCC.
  • US Pat. No. 6,248,230 proposes to eliminate the polar natural compounds from a hydrocarbon fraction whose distillation range is in the range 110 ° C. to 560 ° C., before the catalytic treatment, these compounds having an effect harmful to the desulfurization reactions.
  • the techniques used for their removal are adsorption and solvent extraction.
  • Patent FR 2 864 103 of the Applicant describes a process in which the hydrocarbon feedstock, at least 80% of the compounds of which have a boiling point greater than or equal to 34O 0 C, is subjected to a selective extraction of the resins, prior to cracking of this charge.
  • the resins have a polar character and consist mainly of condensed naphtheno-aromatic compounds, compounds containing sulfur, nitrogen, oxygen, and possibly metals such as nickel and vanadium.
  • the patent application FR 2 830 870 of the applicant discloses an improved hydrocracking process in one step, hydrocarbon feeds containing high levels of nitrogen.
  • the improvement relates to the implementation of a partial separation of the ammonia, for example by hot flash, between the hydrorefining zone and the hydrocracking zone.
  • the harmful compound is nitrogen and it is removed in the gas phase in the form of ammonia, which allows operating under less severe conditions at the second reactor.
  • the prior art thus essentially discloses processes for which the compounds which are harmful to the hydrodesulphurization reaction are extracted beforehand from the reaction zone by a physical separation mode, for example by adsorption, by solvent extraction or by flash. These methods are expensive since they require specific equipment.
  • the inventors have therefore sought a more economical method.
  • the invention describes a process for pre-treating FCC by mild hydrocracking of a hydrocarbon feedstock comprising a vacuum distillate cutter or a deasphalted oil or a mixture of these two fractions to produce gas oil and an effluent having a initial boiling point greater than 320 0 C, said effluent (FCC feedstock) being then catalytically cracked.
  • the feedstock also comprises a lighter cut of hydrocarbons, said so-called lighter load being defined in that at least 50% by weight is below 375 ° C and at least 80% by weight above 200 ° C in the sense simulated distillation according to ASTM D2887.
  • a very interesting charge is a diesel-type charge having a temperature T 5 of between 190 and 210 ° C (that is to say for which 5% by weight of said charge boils below this temperature), and a temperature T 95 included between 380 and 420 0 C (ie for which 95% weight of said filler boils below this temperature).
  • the vacuum distillate cut is a vacuum distillate obtained from the direct distillation of the crude or from a conversion process such as coking, visbreaking, FCC, the Hyvahl process of the applicant, or any mixture of the effluents of the processes. previously mentioned. The list above is not exhaustive.
  • the deasphalted oil comes from a deasphalting unit. Most often, the residue of the vacuum distillation (vacuum residue) is deasphalted, and said deasphalted residue is the deasphalted oil.
  • the vacuum distillate cut or the deasphalted oil, or else a mixture of these two fractions is used in the composition of the so-called main filler for which at least 85% by weight is above 375 ° C., preferably at least 90%. . At least 95% by weight of said feedstock is below 650 ° C. in the sense of the simulated distillation ASTM D2887.
  • the sulfur content of the main filler is generally between 0.3% and 4% by weight and preferably between 0.4% and 3.5% by weight.
  • the total nitrogen content of the main filler is generally between 400 and 5000 ppm and preferably between 500 and 4000 ppm by weight.
  • the basic nitrogen content of the main filler is generally between 200 and 2000 ppm and preferably between 250 and 1500 ppm by weight.
  • the aromatic content of the main filler is generally between 10 and 90% by weight and preferably between 40 and 80% by weight.
  • the hydrogen content of the main filler is generally between 10 and 14% by weight and preferably between 10.5 and 13% by weight.
  • the lighter cut referred to as the secondary charge, is defined in that at least 50% by weight of said cut is below 375 ° C. and at least 80% of said cut ends above 200 ° C.
  • the lighter cut is a diesel cut.
  • the sulfur content of the secondary charge is generally between 0.05 and 3.0% by weight and preferably between 0.1 and 2.0% by weight.
  • the total nitrogen content of the secondary charge is generally between 10 and 2000 ppm and preferably between 10 and 400 ppm by weight.
  • the basic nitrogen content of the secondary charge is generally between 5 and 1000 ppm and preferably between 10 and 200 ppm by weight.
  • the aromatic content of the secondary charge is generally between 10 and 90% by weight and preferably between 15 and 40% by weight.
  • the secondary charge may advantageously be a fraction of the gas oil obtained during the atmospheric distillation from which the vacuum distillate is obtained, a fraction of the gas oil produced by the catalytic cracking unit (LCC gasoil fraction of the FCC) or any other diesel fuel cut from a conversion process, for example a coking, conversion process fixed-bed or bubbling-bed residue, hydrophilic distillation of distillates under vacuum in a fixed bed or bubbling bed, as well as any mixture of the preceding cuts.
  • the gas oil fraction consists of the heavy fraction of the straight-run gas oil.
  • the lighter cut, or secondary load constitutes up to 50% by weight of the total charge composed of the main charge and the secondary charge, preferably 5% to 50% by weight, and more preferably from 5% to 40%. weight.
  • Said lighter cut is preferably free of dissolved hydrogen gas.
  • the total charge resulting from the combination of the two fillers contains between 0.15 and 4.0% by weight of sulfur, preferably between 0.25 and 3.5% by weight; between 200 and 4000 ppm by weight of total nitrogen, preferably between 250 and 2000 ppm by weight; between 100 and 2000 ppm by weight of basic nitrogen, preferably between 150 and 1500 ppm by weight and between 10 and 90% by weight of aromatics, preferably between 25 and 80% by weight.
  • the dilution carried out upstream of the FCC pretreatment process has the effect of lowering the concentration of inhibitory compounds of the hydrotreatment reactions (hydrodesulfurization, hydrodenitrogenation, aromatics hydrogenation, cracking), such as nitrogen, nitrogen basic, and, the aromatics of the main charge.
  • inhibitory compounds of the hydrotreatment reactions such as nitrogen, nitrogen basic, and, the aromatics of the main charge.
  • Some compounds with a character Basic eg basic nitrogen
  • acidic catalysts such as silica-aluminas or zeolites.
  • Dilution also has the effect of reducing the concentration of reagents, ie sulfur, nitrogen, aromatics and the crackable fraction of the feedstock, eg compounds boiling above 375 ° C.
  • reagents ie sulfur, nitrogen, aromatics
  • the effect of the decrease in reagents is to reduce the rate of hydrotreatment reactions.
  • the positive effect of the deconcentration of the inhibiting compounds on the reaction speed, induced by the dilution, is preponderant compared to the negative effect of the deconcentration of the reagents.
  • Another advantage of the process is to improve the properties of the diesel fuel leaving the FCC pretreatment process (after a gas oil / fuel gas separation step).
  • FCC further in terms of sulfur content, density (measured at 15 ° C) and cetane number.
  • the diesel fuel leaving the FCC pretreatment process has the following characteristics: D 15 : 0.875-0.890; sulfur content: 50-500 ppm weight; cetane number: 32-40.
  • the addition of the secondary charge to the main charge also has consequences on the contact time of the total charge with the catalyst.
  • several possibilities can be envisaged, for example keeping the same total charge rate or keeping the same DSV flow rate.
  • the hydraulic flow is kept constant, which means that the charge / catalyst contact time is also kept constant, while in the second case, the contact time is decreased proportionally to the dilution factor.
  • It usually operates at an absolute pressure of 2 to 12 MPa 5 often from 2 to 10 MPa and usually from 4 to 9 MPa or 3 to 7 MPa at a temperature between 300 and 500 ° C, and preferably between 350 and 450 ° C.
  • the hourly space velocity (VVH) and the hydrogen partial pressure are chosen according to the characteristics of the batch to be treated and the desired conversion. Most often, the LHSV is in a range from 0.1 to 10 h -1, and preferably from about 0.2 hr "1 to about 5 h -1.
  • the total blended amount of hydrogen to the charge is usually from about 100 to about 5000 Nm 3 of hydrogen per m 3 of liquid feed and most often from 100 to 2000 Nm 3 Year 3 . Generally, it is at least 200 Nm 3 / m 3 and preferably 200 to 1500 Nm 3 / m 3 .
  • the net conversion to products boiling below 375 ° C. is generally between 5 and 50% by weight, advantageously between 10 and 45% by weight.
  • the effluent from the mild hydrocracking process is separated into a gas oil fraction for which the distillation range is between 130 and 39O 0 C, and a fraction having an initial boiling point above 320 0 C treated downstream. by the FCC process. It is also obtained, during the separation, further fractions essences.
  • the fraction of the mild hydrocracking effluent having an initial boiling point greater than 320 ° C. contains less than 0.25% by weight of sulfur, and preferably less than 0.15%.
  • the fraction having an initial boiling point above 320 ° C. is treated downstream by the FCC process but it could also, for example, be sent to the fuel oil pole to produce a very low-grade fuel oil. in sulfur.
  • a conventional hydroconversion catalyst comprising, on an amorphous support, at least one metal or metal compound having a hydro-dehydrogenating function.
  • This catalyst may be a catalyst comprising Group VIII metals, for example nickel and / or cobalt, most often in combination with at least one Group VIB metal, for example molybdenum and / or tungsten.
  • Group VIII metals for example nickel and / or cobalt
  • at least one Group VIB metal for example molybdenum and / or tungsten.
  • a catalyst comprising from 0.5 to 10% by weight of nickel (expressed as nickel oxide NiO) and from 1 to 30% by weight of molybdenum, preferably from 5 to 20% by weight of molybdenum (expressed as molybdenum oxide). MoO 3 ) on an amorphous mineral support.
  • the total content of metal oxides of groups VI and VIII in the catalyst is generally between 5 and 40% by weight and preferably between 7 and 30% by weight.
  • the weight ratio (based on metal oxides) between Group VI metal (metals) and Group VIII metal (metals) is, in general, from about 20 to about 1, and most often from about 10 to about 2.
  • the support will, for example, be selected from the group consisting of alumina, silica, silica-aluminas, magnesia, clays and mixtures of at least two of these minerals. This support may also contain other compounds and, for example, oxides chosen from boron oxide, zirconia, titanium oxide and phosphoric anhydride. Most often, an alumina support is used and preferably ⁇ or ⁇ alumina.
  • the catalyst may also contain a promoter element such as phosphorus and / or boron. This element may have been introduced into the matrix or preferably deposited on the support. Silicon may also be deposited on the support, alone or with phosphorus and / or boron.
  • the catalysts contain silicon deposited on a support such as alumina, optionally with phosphorus and / or boron deposited on the support, and also containing at least one metal of group VIII (Ni, Co ) and at least one Group VIB metal (Mo 5 W).
  • the concentration of said element is usually less than about 20% by weight (on the oxide base) and most often less than about 10%.
  • the concentration of boron trioxide (B 2 O 3 ) is usually from about 0 to about 10% by weight.
  • Another catalyst is a silica-alumina comprising at least one Group VIII metal and at least one Group VIB metal.
  • Another type of usable catalyst is a catalyst containing at least one matrix, at least one zeolite Y and at least one hydro-dehydrogenating metal.
  • the matrices, metals, additional elements previously described may also be included in the composition of this catalyst.
  • Certain compounds having a basic character are well known to significantly reduce the cracking activity of acidic catalysts such as silica-aluminas or zeolites. The more the catalyst will have a pronounced acid character (silica-alumina, even zeoh ' the), plus the decrease in the concentration of basic compounds by dilution will have a beneficial effect on the mild hydrocracking reaction.
  • the invention also relates to an installation that can be used to implement the method according to the invention, that is to say to carry out a method for pre-treating an FCC charge.
  • a vacuum distillate is treated, without mixing with deasphalted oil.
  • This installation includes, in general:
  • a mild hydrocracking zone (7) containing a catalyst and provided with a pipe (5) for the introduction of hydrogen, a pipe (6) for the introduction of the main charge which is a distillate under vacuum and / or a deasphalted oil and of which 85% by weight at least end above 375 ° C, and a pipe for the introduction of a load, said secondary, at least 50% weight end below 375 ° C and at least 80% weight above 200 ° C, and a pipe (8) for discharging the effluent,
  • a separation zone (9) provided with a conduit for the introduction of said effment and at least one pipe (20) for the evacuation of a cup having an initial boiling point greater than 320 ° C, and a pipe (10) for separating a fraction whose boiling range is between 130 and 390 0 C 5
  • a catalytic cracking zone provided with a pipe (20) for introducing said initial boiling point cut of greater than 320 ° C, of at least one pipe (31) for the output of a light catalytic cracked gas oil (LCO) and from least one line (32) for the output of a heavy catalytic cracked diesel (HCO).
  • LCO light catalytic cracked gas oil
  • HCO heavy catalytic cracked diesel
  • an LCO cut that may possibly be used in the composition of the secondary filler by a recycle line
  • an HCO cut a gasoline fraction and a slurry fraction.
  • this installation generally comprises:
  • an atmospheric distillation column (2) of a crude oil provided with a pipe (1) for the introduction of a crude oil, at least one pipe for the withdrawal of a diesel fraction and a pipe (3) for withdrawing the atmospheric residue,
  • a vacuum distillation column (4) provided with a pipe (3) for introducing said atmospheric residue and at least one pipe (6) for withdrawing a vacuum distillate and a pipe ( 11) for the withdrawal of the residue under vacuum, optionally, a deasphalting unit (28) provided with a pipe (11a) for the introduction of at least a portion of the residue under vacuum, a pipe (33) which introduces the deasphalted oil obtained in the zone (7) of mild hydrocracking and a pipe (34) for the outlet of the asphalt,
  • a mild hydrocracking zone (7) containing a catalyst and provided with a pipe (5) for the introduction of hydrogen, a pipe (6) for the introduction of the main charge which is a distillate under vacuum and / or a deasphalted oil, of which at least 85% by weight is above 375 ° C, and a pipe for the introduction of a so-called secondary charge, at least 50% by weight of which is less than 375 ° C and at least 80% weight above 200 ° C, and a pipe (8) for discharging the effluent,
  • a separation zone (9) provided with a pipe for the introduction of said effluent and at least one pipe (20) for discharging a section having an initial boiling point greater than 320 ° C., and a line (10) for separating a section whose distillation range is between 130 and 390 ° C.
  • Figure 1 depicts an embodiment of the invention. This embodiment is given by way of example and is not limiting in nature.
  • This embodiment further comprises the general characteristics mentioned above: a pipe (13) for the evacuation of said separated diesel in the atmospheric column
  • distillation zone (14) provided with a pipe (17) for evacuating a light fraction of diesel fuel and also a pipe (15) for discharging a heavy fraction of diesel fuel,
  • the crude oil is sent via a conduit (1) to an atmospheric distillation column (2). From this distillation column, a diesel fuel cut is withdrawn via a pipe (13) and an atmospheric residue via a pipe (3).
  • the vacuum residue is sent to a vacuum distillation (4), the vacuum residue is extracted through a conduit (11) feeding a conversion process (12), for example a coker.
  • the distillate of the vacuum distillation (4) is withdrawn through a conduit (6) and sent to a mild hydrocracking process (7), supplied with hydrogen via a conduit (5).
  • duct (6) is also introduced, through a pipe (16), a fraction of a heavy diesel cut representing 5 to 50% of the total charge passing through the conduit (6).
  • this section is extracted by the line (15) of a distillation zone (14) supplied via line (13) by a diesel fuel cutoff from the atmospheric distillation column (2).
  • the remainder of the heavy diesel cut not passing through the pipe (16) is sent through a pipe (18), mixed in a pipe (17), with the light gas oil fraction from the distillation zone (14).
  • the fluid mixture of the lines (17) and (18) is sent to a hydrotreatment (not shown in FIG. 1) in order to bring the diesel to specification.
  • the effluent (8) of the mild hydrocracking process (7) is, after various separation steps represented by the block (9) for separating a gas oil fraction whose distillation is between 130 and 39O 0 C 5 extracted by a conduit (10), and a fraction extracted by a conduit (20) having an initial boiling point greater than 320 0 C may advantageously constitute the charge of the FCC process represented by the block (30).
  • FIG. 1 depicts another embodiment of the invention.
  • the installation includes:
  • the vacuum distillate cut and / or the deasphalted oil come from an atmospheric distillation of a crude oil, making it possible to separate at least one light gasoil fraction, a heavy gasoil fraction and an atmospheric residue, the residue being distilled under vacuum to produce at least one vacuum distillate and a vacuum residue.
  • At least a portion of said heavy gas oil fraction is introduced (secondary charge) into the main feed treated with mild hydrocracking.
  • a portion of the heavy diesel cut is introduced into the main charge, the other portion being mixed with the light fuel cut.
  • Crude oil is sent through a conduit (1) into an atmospheric distillation column
  • the residue is sent to a vacuum distillation (4) whose vacuum residue is extracted via a conduit (11) feeding a conversion process (12), for example a coker.
  • the distillate of the vacuum distillation (4) is withdrawn through a conduit (6) and sent to a mild hydrocracking process (7), supplied with hydrogen via a conduit (5).
  • a conduit (6) is also introduced, by a pipe (23), a fraction of the heavy diesel cut transported in the pipe (22). This fraction represents 5 to 50% of the total charge passing in the pipe (6).
  • the remainder of the heavy diesel cut not passing through the pipe (23) is sent through a pipe (24), mixed in the pipe (21), with the light gas oil fraction resulting from the atmospheric distillation (2).
  • the fluid mixture of the lines (21) and (24) is sent to a hydrotreatment (not shown in FIG. 2) in order to bring the diesel to specification.
  • the effluent (8) of the mild hydrocracking process (7) is, after various separation steps represented by the block (9) for separating a gas oil fraction whose distillation range is between 130 and 390 ° C. extracted by a conduit (10), and a fraction extracted by a conduit (20) having an initial boiling point greater than 32O 0 C may advantageously constitute the FCC process feedstock represented by the block (30).
  • FIG. 3 depicts another embodiment of the invention.
  • the installation includes:
  • the vacuum distillate cut and / or the deasphalted oil come from an atmospheric distillation of a crude oil, making it possible to separate at least one light gas oil fraction and an atmospheric residue containing a heavy gas oil fraction, said residue being distilled under vacuum to separate at least one vacuum distillate, a vacuum residue and a heavy gas oil cut.
  • At least a portion of said heavy gas oil fraction is introduced (secondary charge) into the main feed treated with mild hydrocracking.
  • the other part of said heavy gas oil fraction is mixed with the light diesel fuel fraction.
  • the crude oil is sent via a conduit (1) to an atmospheric distillation column (2). From this distillation column, a light gas oil fraction is withdrawn via a line (21) and an atmospheric residue through line (3). The residue is sent to a vacuum distillation (4) whose vacuum residue is extracted via a conduit (11) feeding a conversion process (12), for example a coker.
  • the distillate of the vacuum distillation (4) is withdrawn through a conduit (6) and sent to a mild hydrocracking process (7), supplied with hydrogen via a conduit (5).
  • a pipe (26) In the duct (6) is also introduced, via a pipe (26), a fraction of the heavy gas oil cut also extracted from the vacuum distillation (4) by a pipe (25). This fraction represents 5 to 50% of the total charge passing in the pipe (6).
  • the remainder of the heavy diesel cut not passing through the pipe (26) is sent through a pipe (27), mixed in the pipe (21), with the light gas oil fraction resulting from the atmospheric distillation (2).
  • the fluid mixture of the lines (21) and (27) is sent to a hydrotreatment (not shown in FIG. 3) in order to bring the diesel to specification.
  • the effluent (8) of the mild hydrocracking process (7) is, after various separation steps represented by the block (9) to separate a gas oil fraction whose distillation range is between 130 and 390 ° C, extracted by a conduit (10), and a fraction extracted by a conduit (20) having an initial boiling point greater than 32O 0 C may advantageously constitute the FCC process feedstock represented by the block (30).
  • FIG. 4 shows the treatment of a mixture of a vacuum distillate filler and a deasphalted oil by mild hydrocracking.
  • the main charge (6) being a vacuum distillate, the soft hydrocracking zone (7), the separation zone (9) and the FCC zone (30) .
  • the vacuum residue exiting through line (11) is sent through line (11a) to a deasphalting unit (28) and a deasphalted residue (or deasphalted oil) is output through line (33) and asphalt by the pipe (34).
  • a deasphalted residue or deasphalted oil
  • the deasphalted oil is fed into the pipe (6) where the main charge flows.
  • a secondary charge is also added via the line (29).
  • the mixture is subjected to mild hydrocracking of the zone (7).
  • the secondary load of the pipe (29) can also be a load external to the installation, it is the same for Figures 1 to 3.
  • FIG. 4 shows a treatment of a mixture of vacuum distillate and deasphalted oil.
  • the deasphalted oil alone could have been treated equally well in mild hydrocracking, the vacuum distillate of the pipe (6) then being intended for another use.
  • the load (29) can also be an external load.
  • FIGS. 1 to 3 where a vacuum distillate is treated with mild hydrocracking in zone (7), the vacuum residue is advantageously introduced wholly or partly into a conversion zone (12) via the pipe ( 11), the other part of the residue, fed through line (11a), can be used to produce a deasphalted oil which can be processed by the method and the plant according to the invention.
  • the conversion zone (12) has not been shown in FIG.
  • a heavy Arab vacuum distillate having the properties mentioned in Table 1 is treated in mild hydrocracking in an isothermal fixed bed pilot unit containing NiMo formulation catalyst (HR548 marketed by AXENS).
  • the feedstock is introduced with hydrogen under the following operating conditions representative of the FCC pre-treatment process:
  • the catalyst temperature is chosen to have a desulfurization rate (HDS) of 97.72% defined by:
  • the effluent leaving the reactor is separated into a gas phase and a liquid phase at ambient temperature and pressure by a set of separators. Then the liquid phase is stripped continuously with hydrogen to remove residual TH 2 S.
  • the liquid phase is distilled in the laboratory in a Pi-section 150 0 C, a cutting 150-375 ° C and a cut 375 0 C +.
  • Table 3 Characteristics of Direct Diesel Fuel and Mixture The mixture, 21% by weight end below 375 0 C 5 is inserted in the same pilot plant as in Example 1 and hydrotreated in the same volume of AXENS catalyst, according to the same procedure, and under the following conditions :
  • the effluent leaving the reactor is separated into a gas phase and a liquid phase at ambient temperature and pressure by a set of separators. Then the liquid phase is stripped continuously with hydrogen to remove the residual H 2 S.
  • the liquid phase is distilled in the laboratory in a Pi-150 ° C cut, a 150-375 ° C cut and a 375 ° C + cut.
  • the charge / catalyst contact time is lower than in the case of Example 2 (difference of 21.4%); However, the performance in terms of desulfurization and hydrogenation of the 375+ cut, which is the FCC 5 charge are better.
  • Example 2 The mixture of Example 2, of which 21% by weight is below 375 ° C., is introduced into the same pilot unit as in Example 1 and hydrotreated on the same volume of the AXENS catalyst, according to the same operating procedure and in the same manner. following operating conditions:
  • the effluent leaving the reactor is separated into a gas phase and a liquid phase at ambient temperature and pressure by a set of separators. Then the liquid phase is stripped continuously with hydrogen to remove residual I 1 H 2 S.
  • the liquid phase is distilled in the laboratory in a Pi-150 ° C cut, a 150-375 ° C cut and a 375 ° C + cut.

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Abstract

L'invention concerne un procédé de pré-traitement de FCC par hydrocraquage doux d'une charge hydrocarbonée comprenant une coupe distillât sous vide ou une huile désasphaltée ou bien un mélange de ces deux fractions, dite charge principale, pour produire du gazole et un effluent ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320°C, ledit effluent (charge de FCC) étant ensuite soumis à un craquage catalytique, procédé dans lequel 85% poids au moins de ladite charge principale bout au dessus de 375oC et au moins 95% poids de ladite charge principale bout en dessous de 650oC, l'hydrocraquage doux étant opéré sous une pression absolue de 2 à 12 MPa et à une température comprise entre 300 et 500°C, caractérisé en ce que la charge hydrocarbonée comprend également une coupe plus légère d'hydrocarbures, dite charge secondaire, dont au moins 50% poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% bout au dessus de 200oC.

Description

PROCÉDÉ D'HYDROCRAQUAGE DOUX INCLUANT UNE DILUTION DE LA CHARGE
Domaine de l'invention
La présente invention se situe dans le domaine technique du craquage des charges d'hydrocarbures. Plus particulièrement, l'invention concerne un procédé dans lequel on dilue une coupe distillât sous-vide ou une huile désasphaltée ou bien un mélange de ces deux fractions, par une coupe plus légère, par exemple de type gazole, avant son traitement en hydrocraquage doux, cette étape d'hydrocraquage doux étant préalable au traitement par FCC.
Art antérieur
L'hydrocraquage doux se révèle être une application particulièrement intéressante en prétraitement de FCC. Il est en effet bien connu que la teneur en soufre dans les essences de FCC ainsi que les émissions de NOx et de SOx sont notablement réduites lorsqu'un hydrotraitement est mis en œuvre en amont du FCC.
La réduction de la teneur en soufre des essences de FCC est primordiale puisqu'elles constituent une large part du pool essence d'une raffinerie. De plus, la sévérisation des normes, d'ores et déjà entrées en vigueur en 2005 , concernant la qualité des carburants impose de s'orienter vers des schémas innovants permettant, entres autres, d'atteindre des teneurs en soufre inférieures à 10 ppm dans les essences et dans les gazoles (spécifications pour l'Europe). Outre la teneur en soufre, il est également important de réduire les teneurs en azote, en aromatiques et en polyaromatiques.
Différents procédés d'hydrodésulfuration sont bien connus et l'hydrocraquage doux s'applique au traitement de charges de type distillât sous vide (DSV sous forme abrégée) ou VGO (correspondant au terme anglaisVacuum Gas OiI) ainsi qu'aux huiles désasphaltées (DAO). Ces charges contiennent des teneurs élevées en soufre et en composés azotés, dont parmi eux, des composés naturels polaires.
Le brevet US 6 248 230 propose d'éliminer les composés naturels polaires d'une fraction d'hydrocarbures dont l'intervalle de distillation se situe dans la plage 110°C-560°C, avant le traitement catalytique, ces composés ayant un effet néfaste sur les réactions de désulfuration. Les techniques mises en œuvre pour leur élimination sont l'adsorption et l'extraction au solvant.
Le brevet FR 2 864 103 de la demanderesse décrit un procédé dans lequel la charge hydrocarbonée, dont au moins 80% des composés ont un point d'ébullition supérieur ou égal à 34O0C, est soumise à une extraction sélective des résines, préalablement au craquage de cette charge. Selon ce procédé, les résines ont un caractère polaire et sont principalement constituées de composés naphténo-aromatiques condensés, de composés contenant du soufre, de l'azote, de l'oxygène, et éventuellement des métaux tels que du nickel et du vanadium.
La demande de brevet FR 2 830 870 de la demanderesse divulgue un procédé amélioré d'hydrocraquage en une étape, de charges hydrocarbonées contenant des teneurs élevées en azote. L'amélioration porte sur la mise en œuvre d'une séparation partielle de l'ammoniac, par exemple par un flash chaud, entre la zone d'hydroraffinage et la zone d'hydrocraquage. Pour cette application, le composé néfaste est l'azote et celui-ci est éliminé en phase gazeuse sous forme d'ammoniac, ce qui permet d'opérer dans des conditions moins sévères au niveau du deuxième réacteur.
L'art antérieur divulgue donc essentiellement des procédés pour lesquels les composés néfastes à la réaction d'hydrodésulfuration sont extraits préalablement à la zone réactionnelle par un mode de séparation physique, par exemple par adsorption, par extraction au solvant ou par un flash. Ces méthodes sont coûteuses puisqu'elles nécessitent des équipements spécifiques.
Les inventeurs ont donc recherché un procédé plus économique.
Selon la présente invention, il a été trouvé que le fait de traiter en mélange la charge conventionnelle du procédé de pré-traitement de FCC (distillât sous vide ou DAO) avec une fraction hydrocarbonée plus légère, de préférence une coupe gazole, permettait d'obtenir de meilleures performances pour ledit procédé, c'est à dire l'hydrocraquage doux. Ces performances sont principalement évaluées en terme d'efficacité de désulfuration et d'hydrogénation de Peffluent de l'hydrocraquage doux. Description détaillée de l'invention
Plus précisément, l'invention décrit un procédé de pré-traitement de FCC par hydrocraquage doux d'une charge hydrocarbonée comprenant une coupe distillât sous vide ou une huile désasphaltée ou bien un mélange de ces deux fractions pour produire du gazole et un effluent ayant un point initial d'ébullition supérieur à 3200C, ledit effluent (charge de FCC) étant ensuite soumis à un craquage catalytique. La charge comprend également une coupe plus légère d'hydrocarbures, cette charge dite plus légère étant définie en ce qu'au moins 50 % poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout au dessus de 200°C au sens de la distillation simulée selon la norme ASTM D2887. Une charge très intéressante est une charge de type gazole présentant une température T5 comprise entre 190 et 210°C (c'est à dire pour laquelle 5% poids de ladite charge bout en dessous de cette température), et une température T95 comprise entre 380 et 4200C (c'est à dire pour laquelle 95% poids de ladite charge bout en dessous de cette température).
La coupe distillât sous vide est un distillât sous vide issu de la distillation directe du brut ou d'un procédé de conversion tel que la cokéfaction, la viscoréduction, le FCC, le procédé Hyvahl de la demanderesse, ou encore tout mélange des effluents des procédés précédemment cités. La liste ci-dessus n'est pas limitative.
L'huile désasphaltée provient d'une unité de désasphaltage. Le plus souvent, le résidu de la distillation sous vide (résidu sous vide) est désasphalté, et ledit résidu désasphalté constitue l'huile désasphaltée.
La coupe distillât sous vide ou l'huile désasphaltée, ou bien encore un mélange de ces deux fractions entre dans la composition de la charge dite principale pour laquelle 85 % poids au moins bout au dessus de 3750C, de préférence au moins 90%. Au moins 95 % poids de ladite charge bout en dessous de 6500C au sens de la distillation simulée ASTM D2887.
La teneur en soufre de la charge principale est généralement comprise entre 0.3% et 4% poids et de préférence entre 0.4% et 3.5% poids. La teneur totale en azote de la charge principale est généralement comprise entre 400 et 5000 ppm et de préférence entre 500 et 4000 ppm poids.
La teneur en azote basique de la charge principale est généralement comprise entre 200 et 2000 ppm et de préférence entre 250 et 1500 ppm poids.
La teneur en aromatiques de la charge principale est généralement comprise entre 10 et 90 % poids et de préférence entre 40 et 80 % poids.
La teneur en hydrogène de la charge principale est généralement comprise entre 10 et 14 % poids et de préférence entre 10.5 et 13% poids.
La coupe plus légère, dite charge secondaire, est définie en ce que 50 % poids au moins de ladite coupe bout en dessous de 3750C et 80 % au moins de ladite coupe bout au dessus de 200°C. Généralement, la coupe plus légère est une coupe gazole.
La teneur en soufre de la charge secondaire est généralement comprise entre 0.05 et 3.0 % poids et de préférence entre 0.1 et 2.0 % poids.
La teneur totale en azote de la charge secondaire est généralement comprise entre 10 et 2000 ppm et de préférence entre 10 et 400 ppm poids.
La teneur en azote basique de la charge secondaire est généralement comprise entre 5 et 1000 ppm et de préférence entre 10 et 200 ppm poids.
La teneur en aromatiques de la charge secondaire est généralement comprise entre 10 et 90 % poids et de préférence entre 15 et 40 % poids.
La charge secondaire peut être avantageusement une fraction du gazole obtenu lors de la distillation atmosphérique dont est issu le distillât sous vide, une fraction du gazole produit par l'unité de craquage catalytique (coupe gazole LCO du FCC) ou toute autre coupe gazole provenant d'un procédé de conversion, par exemple un procédé de cokéfaction, de conversion de résidu en lit fixe ou en lit bouillonnant, d'hydrocraquage de distillais sous vide en lit fixe ou en lit bouillonnant, ainsi que tout mélange des précédentes coupes. De façon préférée, la fraction gazole est constituée de la fraction lourde du gazole de distillation directe.
La coupe plus légère, ou charge secondaire, constitue jusqu'à 50% poids de la charge totale composée de la charge principale et de la charge secondaire, de préférence 5 % à 50 % poids, et encore de préférence de 5 % à 40 % poids.
Ladite coupe plus légère est de préférence exempte d'hydrogène gazeux dissout.
Etant données ces proportions, la charge totale résultant de la combinaison des deux charges contient entre 0.15 et 4.0 % poids de soufre, de préférence entre 0.25 et 3.5 % poids; entre 200 et 4000 ppm poids d'azote total, de préférence entre 250 et 2000 ppm poids; entre 100 et 2000 ppm poids d'azote basique, de préférence entre 150 et 1500 ppm poids et entre 10 et 90 % poids d'aromatiques, de préférence entre 25 et 80 % poids.
Pour la charge totale, au moins 5% poids de ladite charge bout en dessous de 375°C, et au moins 80% poids de ladite charge bout en dessous de 6500C, et de préférence au moins 10 % poids bout en dessous de 375°C et au moins 90 % bout en dessous de 65O0C.
Les travaux de recherche effectuées par le demandeur l'ont conduit à découvrir que, de façon surprenante, le fait de diluer dans certaines proportions la charge conventionnelle du procédé de pré-traitement de FCC, conduit à de bien meilleures performances du procédé de prétraitement de la charge de FCC.
Ces meilleures performances en pré-traitement se répercutent au niveau du FCC lui-même puisqu'il est ainsi obtenu des produits à plus faible teneur en soufre à la sortie du FCC.
La dilution réalisée en amont du procédé de pré-traitement de FCC a pour effet d'abaisser la concentration en composés inhibiteurs des réactions d'hydrotraitement (hydrodésulfuration, hydrodésazotation, hydrogénation des aromatiques, craquage), tels que l'azote, l'azote basique, et, les aromatiques de la charge principale. Certains composés ayant un caractère basique (par exemple l'azote basique) sont bien connus pour réduire l'activité craquante des catalyseurs acides tels que les silices-alumines ou les zéolithes.
La dilution a également pour effet de réduire la concentration en réactifs, i.e le soufre, l' azote, les aromatiques et la fraction craquable de la charge, par exemple les composés bouillant au dessus de 375°C. A l'opposé de l'effet de la diminution en composés inhibiteurs, l'effet de la diminution en réactifs est de réduire la vitesse des réactions d' hydrotraitement.
Les travaux de recherche effectués par le demandeur l'ont conduit à découvrir qu'une dilution effectuée, selon certaines proportions déterminées dans cette invention, en amont du procédé de pré-traitement de FCC, a un effet global positif sur la vitesse des réactions d'hydrotraitement.
Autrement dit, de façon surprenante, l'effet positif de la déconcentration des composés inhibiteurs sur la vitesse des réactions, induit par la dilution, est prépondérant par rapport à l'effet négatif de la déconcentration des réactifs.
Un autre avantage du procédé est d'améliorer les propriétés de la coupe gazole sortant du procédé de pré-traitement de FCC (après une étape de séparation coupe gazole/charge de
FCC), en outre en termes de teneur en soufre, de densité (mesurée à 15°C) et d'indice de cétane.
Typiquement, si la dilution n'est pas réalisée, le gazole sortant du procédé de pré-traitement de FCC présente les caractéristiques suivantes : D15 : 0.875-0.890 ; teneur en soufre : 50-500 ppm poids; indice de cétane : 32-40.
En mettant en œuvre la dilution selon l'invention, ces mêmes caractéristiques rentrent dans les plages suivantes : D15 : 0.845-0.855, teneur en soufre : 5-200 ppm poids, indice de cétane : 48-
52.
Ainsi, moyennant un hydrotraitement ultérieur dans des conditions opératoires modérées, un gazole répondant aux spécifications actuelles pourrait être obtenu.
L'addition de la charge secondaire à la charge principale a également des conséquences sur le temps de contact de la charge totale avec le catalyseur. En terme d'opération du réacteur de pré-traitement de FCC, on peut envisager plusieurs possibilités, par exemple conserver le même débit de charge totale ou bien conserver le même débit de DSV. Dans le premier cas, le flux hydraulique est maintenu constant, ce qui revient à dire que le temps de contact charge/catalyseur est également maintenu constant, alors que dans le second cas, le temps de contact est diminué proportionnellement au facteur de dilution.
De façon surprenante, les travaux de recherche effectués par le demandeur l'ont conduit à découvrir que, dans certaines proportions déterminées par la présente invention, l'addition d'une coupe légère réalisée en amont du procédé de pré-traitement de FCC présente un effet globalement positif en augmentant la vitesse des réactions d'hydrotraitement, l'effet de déconcentration des inhibiteurs étant supérieur à ceux combinés de la réduction du temps de contact et de la déconcentration des réactifs. Cet effet positif de la dilution peut se traduire, de manière avantageuse, soit par une quantité de catalyseur mise en œuvre plus faible tout en obtenant des performances identiques au niveau du pré-traitement de la charge de FCC en l'absence de dilution, soit par des performances améliorées de pré-traitement de la charge en conservant la même quantité de catalyseur mise en œuvre.
Description du procédé de pré-traitement de FCC
Le mélange de la charge principale et de la charge secondaire telles que décrites précédemment est traité par le procédé de pré-traitement de FCC (ou hydrocraquage doux) bien connu de l'homme du métier. L'hydrogène est apporté en phase gazeuse au niveau du réacteur par une conduite différente de celle de la charge.
On opère habituellement sous une pression absolue de 2 à 12 MPa5 souvent de 2 à 10 MPa et le plus souvent de 4 à 9 MPa ou de 3 à 7 MPa à une température comprise entre 300 et 500°C, et de préférence comprise entre 350 et 450°C.
La vitesse spatiale horaire (VVH) et la pression partielle d'hydrogène sont choisies en fonction des caractéristiques de la charge à traiter et de la conversion souhaitée. Le plus souvent, la VVH se situe dans une gamme allant de 0,1 à 10 h'1, et de préférence d'environ 0,2 h"1 à environ 5 h'1. La quantité totale d'hydrogène mélangé à la charge (incluant la consommation chimique et la quantité recyclée) est habituellement d'environ 100 à environ 5000 Nm3 d'hydrogène par m3 de charge liquide et le plus souvent de 100 à 2000 Nm3An3. Généralement, elle est d'au moins 200 Nm3/m3 et de préférence de 200 à 1500 Nm3/m3. La conversion nette en produits bouillant en dessous de 3750C est généralement comprise entre 5 et 50 % poids, avantageusement entre 10 et 45% poids.
L'effluent du procédé d'hydrocraquage doux est séparé en une fraction gazole pour laquelle l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 39O0C, et une fraction ayant un point initial d'ébullition au dessus de 3200C traitée en aval par le procédé de FCC. Il est également obtenu, lors de la séparation, en outre des fractions essences.
La fraction de l'effluent de l'hydrocraquage doux ayant un point initial d'ébullition supérieur à 3200C contient moins de 0.25% poids de soufre, et de préférence moins de 0.15%.
Généralement, la fraction ayant un point initial d'ébullition au dessus de 3200C est traitée en aval par le procédé de FCC mais celle-ci pourrait également, par exemple, être envoyée vers le pôle fioul pour produire un fioul à très basse teneur en soufre.
Catalyseur mis en œuyre
On peut utiliser un catalyseur classique d'hydroconversion comprenant, sur un support amorphe, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante.
Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux du groupe VIII, par exemple du nickel et/ou du cobalt, le plus souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB, par exemple du molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur comprenant de 0.5 à 10 % poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30% poids de molybdène, de préférence de 5 à 20% poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène MoO3) sur un support minéral amorphe.
La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII dans le catalyseur est généralement comprise entre 5 et 40 % poids et préférentiellement entre 7 et 30 % poids. Le rapport pondéral (exprimé sur la base des oxydes métalliques) entre métal (métaux) du groupe VI et métal (métaux) du groupe VIII est, en général, d'environ 20 à environ 1, et le plus souvent d'environ 10 à environ 2. Le support sera, par exemple, choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Ce support peut également renfermer d'autres composés et par exemple, des oxydes choisis parmi l'oxyde de bore , la zircone, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique. On utilise le plus souvent un support d'alumine et préférentiellemént de l'alumine η ou γ.
Le catalyseur peut également contenir un élément promoteur tel que du phosphore et/ou du bore. Cet élément peut avoir été introduit dans la matrice ou de préférence avoir été déposé sur le support. Du silicium peut également être déposé sur le support, seul ou avec le phosphore et/ou le bore. De manière préférée, les catalyseurs contiennent du silicium déposé sur un support tel que l'alumine, éventuellement avec du phosphore et/ou du bore déposé(s) sur le support, et contenant aussi au moins un métal du groupe VIII (Ni, Co) et au moins un métal du groupe VIB (Mo5W). La concentration en ledit élément est habituellement inférieure à environ 20% poids (sur la base oxyde) et le plus souvent inférieure à environ 10 %. La concentration en trioxyde de bore (B2O3) est habituellement d'environ 0 à environ 10% poids.
Un autre catalyseur est une silice-alumine comprenant au moins un métal du groupe VIII et au moins un métal du groupe VIB.
Un autre type de catalyseur utilisable est un catalyseur contenant au moins une matrice, au moins une zéolithe Y et au moins un métal hydro-déshydrogénant.
Les matrices, métaux, éléments additionnels décrits précédemment peuvent également entrer dans la composition de ce catalyseur.
Des zéolithes Y avantageuses sont décrites dans les demandes de brevet WO-00/71641, EP-
911 077 ainsi que US-4,738,940 et 4,738,941.
Certains composés ayant un caractère basique, comme l'azote basique, sont bien connus pour réduire significativement l'activité craquante des catalyseurs acides tels que les silices- alumines ou les zéolithes. Plus le catalyseur aura un caractère acide prononcé (silice-alumine, voire zéoh'the), plus la diminution de la concentration en composés basiques par dilution aura un effet bénéfique sur la réaction d'hydrocraquage doux.
Des modes préférés de réalisation du procédé de l'invention seront illustrés ci-après dans les figures, avec différentes charges secondaires émanant du procédé de traitement du pétrole brut dans son ensemble.
Ces charges secondaires pourraient provenir du train de distillation d'autres bruts, ou plus généralement pourraient être des charges externes au procédé de traitement du pétrole brut dans son ensemble.
L'invention concerne également une installation utilisable pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, c'est à dire pour réaliser un procédé de pré-traitement d'une charge de FCC.
Des modes de réalisation préférés sont illustrés sur les figures 1 à 4.
Selon les figures 1 à 3, un distillât sous vide est traité, sans mélange avec de l'huile désasphaltée.
Cette installation comprend, de façon générale : ,
- une zone d'hydrocraquage doux (7) contenant un catalyseur et munie d'une conduite (5) pour l'introduction de l'hydrogène, d'une conduite (6) pour l'introduction de la charge principale qui est un distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée et dont 85% poids au moins bout au dessus de 375°C, et d'une conduite pour l'introduction d'une charge, dite secondaire, dont au moins 50% poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout au dessus de 200°C, et d'une conduite (8) pour l'évacuation de l'effluent,
- une zone de séparation (9) munie d'une conduite pour l'introduction dudit effment et d'au moins une conduite (20) pour l'évacuation d'une coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320°C, et d'une conduite (10) pour séparer une coupe dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 3900C5
- une zone (30) de craquage catalytique (FCC) munie d'une conduite (20) pour l'introduction de ladite coupe à point initial d'ébullition supérieur à 320°C, d'au moins une conduite (31) pour la sortie d'un gazole léger de craquage catalytique (LCO selon le terme anglais) et d'au moins une conduite (32) pour la sortie d'un gazole lourd de craquage catalytique (HCO selon le terme anglais).
Parmi les produits sortant de la zone de craquage catalytique figurent, entre autres, une coupe LCO pouvant éventuellement entrer dans la composition de la charge secondaire par une conduite de recyclage, une coupe HCO, une fraction essence et une fraction slurry.
Plus précisément, cette installation comporte de façon générale :
- une colonne de distillation atmosphérique (2) d'un pétrole brut munie d'une conduite (1) pour l'introduction d'un pétrole brut, d'au moins une conduite pour le soutirage d'une fraction gazole et d'une conduite (3) pour le soutirage du résidu atmosphérique,
- une colonne de distillation sous vide (4) munie d'une conduite (3) pour l'introduction dudit résidu atmosphérique et d'au moins une conduite (6) pour le soutirage d'un distillât sous vide et d'une conduite (11) pour le soutirage du résidu sous vide, éventuellement, une unité de désasphaltage (28) munie d'une conduite (l ia) pour l'introduction d'une partie au moins du résidu sous vide, d'une conduite (33) qui introduit l'huile désasphaltée obtenue dans la zone (7) d'hydrocraquage doux et d'une conduite (34) pour la sortie de l'asphalte,
- une zone d'hydrocraquage doux (7) contenant un catalyseur et munie d'une conduite (5) pour l'introduction de l'hydrogène, d'une conduite (6) pour l'introduction de la charge principale qui est un distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée, dont 85% poids au moins bout au dessus de 375°C, et d'une conduite pour l'introduction d'une charge, dite secondaire, dont au moins 50% poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout au dessus de 200°C, et d'une conduite (8) pour l'évacuation de l'effluent,
- une zone de séparation (9) munie d'une conduite pour l'introduction dudit effluent et d'au moins une conduite (20) pour l'évacuation d'une coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 3200C, et d'une conduite (10) pour séparer une coupe dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 3900C.
- une zone (30) de craquage catalytique (FCC) munie d'une conduite (20) pour l'introduction de ladite coupe à point initial d'ébullition supérieur à 3200C5 d'au moins une conduite (31) pour la sortie d'un LCO et d'au moins une conduite (32) pour la sortie d'un HCO. Description détaillée des figures 1, 2, 3 et 4
La figure 1 décrit un mode de réalisation de l'invention. Ce mode de réalisation est donné à titre d'exemple et ne présente aucun caractère limitatif.
Ce mode de réalisation comprend en plus des caractéristiques générales citées ci-dessus : une conduite (13) pour l'évacuation dudit gazole séparé dans la colonne atmosphérique
(2),
- une zone de distillation (14) munie d'une conduite (17) pour évacuer une fraction légère de gazole et également d' une conduite (15) pour évacuer une fraction lourde de gazole,
- une conduite (16) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant ladite charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).
Figure 1 :
Le pétrole brut est envoyé par un conduit (1) dans une colonne de distillation atmosphérique (2). De cette colonne de distillation, on soutire une coupe gazole par une conduite (13) et un résidu atmosphérique par une conduite (3). Le résidu sous vide est envoyé vers une distillation sous vide (4) dont le résidu sous vide est extrait par un conduit (11) alimentant un procédé de conversion (12), par exemple un coker. Le distillât de la distillation sous vide (4) est soutiré par un conduit (6) et envoyé vers un procédé d'hydrocraquage doux (7), alimenté en hydrogène par un conduit (5). Dans le conduit (6) est également introduit, par une conduite (16), une fraction d'une coupe gazole lourd représentant de 5 à 50% de la charge totale passant dans le conduit (6). Selon ce mode de réalisation, cette coupe est extraite par la conduite (15) d'une zone de distillation (14) alimentée via la conduite (13) par une coupe gazole provenant de la colonne de distillation atmosphérique (2). Le restant de la coupe gazole lourd ne passant pas par la conduite (16) est envoyée par une conduite (18), en mélange dans une conduite (17), avec la fraction gazole léger issue de la zone de distillation (14). De préférence, le mélange des fluides des conduites (17) et (18) est envoyé vers un hydrotraitement (non représenté sur la figure 1) afin de mettre le gazole aux spécifications. L'effluent (8) du procédé d'hydrocraquage doux (7) constitue, après différentes étapes de séparation représentées par le bloc (9) visant à séparer une fraction gazole dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 39O0C5 extraite par un conduit (10), et une fraction extraite par un conduit (20) ayant un point initial d'ébullition supérieur à 3200C pouvant avantageusement constituer la charge du procédé FCC représenté par le bloc (30).
La figure 2 décrit un autre mode de réalisation de l'invention.
En plus des caractéristiques générales citées précédemment, l'installation comprend :
- une conduite (21) pour le soutirage d'une fraction légère de gazole et d'une conduite (22) pour le soutirage d'une fraction lourde de gazole de la colonne atmosphérique (2),
- une conduite (23) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde de gazole (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant la charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).
Dans le procédé mis en œuvre, la coupe distillât sous vide et/ou l' huile désasphaltée proviennent d'une distillation atmosphérique d'un pétrole brut, permettant de séparer au moins une coupe gazole léger, une coupe gazole lourd et un résidu atmosphérique, le résidu étant distillé sous vide pour produire au moins un distillât sous vide et un résidu sous vide.
Il est traité en hydrocraquage doux ledit distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée provenant du désasphaltage dudit résidu sous vide.
Une partie au moins de ladite coupe gazole lourd est introduite (charge secondaire) dans la charge principale traitée en hydrocraquage doux.
Selon une variante, une partie de la coupe gazole lourd est introduite dans la charge principale, l'autre partie étant mélangée à la coupe gazole léger.
Figure 2 :
Le pétrole brut est envoyé par un conduit (1) dans une colonne de distillation atmosphérique
(2). De cette colonne de distillation, on soutire une coupe gazole léger par une conduite (21), une coupe gazole lourd par une conduite (22) et un résidu atmosphérique par la conduite (3).
Le résidu est envoyé vers une distillation sous vide (4) dont le résidu sous vide est extrait par un conduit (11) alimentant un procédé de conversion (12), par exemple un coker.
Le distillât de la distillation sous vide (4) est soutiré par un conduit (6) et envoyé vers un procédé d'hydrocraquage doux (7), alimenté en hydrogène par un conduit (5). Dans le conduit (6) est également introduit, par une conduite (23), une fraction de la coupe gazole lourd transportée dans la conduite (22). Cette fraction représente 5 à 50% de la charge totale passant dans la conduite (6). Le restant de la coupe gazole lourd ne passant pas par la conduite (23) est envoyé par une conduite (24), en mélange dans la conduite (21), avec la fraction gazole léger issue de la distillation atmosphérique (2). De préférence, le mélange des fluides des conduites (21) et (24) est envoyé vers un hydrotraitement (non représenté sur la figure 2) afin de mettre le gazole aux spécifications. L'effluent (8) du procédé d'hydrocraquage doux (7) constitue, après différentes étapes de séparation représentées par le bloc (9) visant à séparer une fraction gazole dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 3900C, extraite par un conduit (10), et une fraction extraite par un conduit (20) ayant un point initial d'ébullition supérieur à 32O0C pouvant avantageusement constituer la charge du procédé FCC représenté par le bloc (30).
La figure 3 décrit un autre mode de réalisation de l'invention. En plus des caractéristiques générales, l'installation comprend :
- une conduite (21) pour le soutirage d'une fraction légère de gazole de la colonne atmosphérique (2) et une conduite (3) pour le soutirage du résidu atmosphérique et d'une fraction lourde de gazole
- une conduite (25) pour évacuer une fraction lourde de gazole de ladite colonne de distillation sous vide,
- une conduite (26) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde de gazole (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant ladite charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).
Dans le procédé mis en œuvre, la coupe distillât sous vide et/ou l'huile désasphaltée proviennent d'une distillation atmosphérique d'un pétrole brut, permettant de séparer au moins une coupe gazole léger et un résidu atmosphérique contenant une coupe gazole lourd, ledit résidu étant distillé sous vide pour séparer au moins un distillât sous vide, un résidu sous vide et une coupe gazole lourd. Une partie au moins de ladite coupe gazole lourd est introduite (charge secondaire) dans la charge principale traitée en hydrocraquage doux. Selon une variante, l'autre partie de ladite coupe gazole lourd est mélangée à la coupe gazole léger.
Figure 3 :
Le pétrole brut est envoyé par un conduit (1) dans une colonne de distillation atmosphérique (2). De cette colonne de distillation, on soutire une coupe gazole léger par une conduite (21) et un résidu atmosphérique par la conduite (3). Le résidu est envoyé vers une distillation sous vide (4) dont le résidu sous vide est extrait par un conduit (11) alimentant un procédé de conversion (12), par exemple un coker.
Le distillât de la distillation sous vide (4) est soutiré par un conduit (6) et envoyé vers un procédé d'hydrocraquage doux (7), alimenté en hydrogène par un conduit (5). Dans le conduit (6) est également introduit, par une conduite (26), une fraction de la coupe gazole lourd également extraite de la distillation sous vide (4) par une conduite (25). Cette fraction représente 5 à 50% de la charge totale passant dans la conduite (6). Le restant de la coupe gazole lourd ne passant pas par la conduite (26) est envoyée par une conduite (27), en mélange dans la conduite (21), avec la fraction gazole léger issue de la distillation atmosphérique (2). De préférence, le mélange des fluides des conduites (21) et (27) est envoyé vers un hydrotraitement (non représenté sur la figure 3) afin de mettre le gazole aux spécifications.
L'effluent (8) du procédé d'hydrocraquage doux (7) constitue, après différentes étapes de séparation représentées par le bloc (9) visant à séparer une fraction gazole dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 390°C, extraite par un conduit (10), et une fraction extraite par un conduit (20) ayant un point initial d'ébullition supérieur à 32O0C pouvant constituer avantageusement la charge du procédé FCC représenté par le bloc (30).
Figure 4 :
On a représenté sur la figure 4 le traitement d'un mélange d'une charge distillât sous vide et d' huile désasphaltée par hydrocraquage doux.
On reconnaît les colonnes (2) et (4), la charge principale (6) qui est un distillât sous vide, la zone d'hydrocraquage doux (7), la zone de séparation (9) et la zone de FCC (30). Le résidu sous vide sortant par la conduite (11) est envoyé par la conduite (lia) dans une unité de désasphaltage (28) et il ressort un résidu désasphalté (ou huile désasphaltée) par la conduite (33) et de l'asphalte par la conduite (34). Pour ne pas alourdir la figure, les entrée et sortie du solvant de désasphaltage n'ont pas été représentées, ces dispositions étant bien connues de l'homme du métier. L'huile désasphaltée est amenée dans la conduite (6) où circule la charge principale.
Selon l'invention, il est également additionné une charge secondaire par la conduite (29). Le mélange est soumis à l'hydrocraquage doux de la zone (7).
Avantageusement, toutes les dispositions des figures 1 à 3 de production de la charge secondaire (29) sont transposables dans cette figure.
La charge secondaire de la conduite (29) peut également être une charge externe à l'installation, il en est de même pour les figures 1 à 3.
On a représenté sur la figure 4 un traitement d'un mélange de distillât sous vide et d' huile désasphaltée. On aurait pu tout aussi bien traiter l'huile désasphaltée seule en hydrocraquage doux, le distillât sous vide de la conduite (6) étant alors destiné à une autre utilisation. Dans ce cas également, toutes les dispositions des figures 1 à 3 de production de la charge secondaire (29) sont transposables, la charge (29) pouvant également être une charge externe. Par ailleurs, dans les figures 1 à 3 où un distillât sous vide est traité en hydrocraquage doux dans la zone (7), le résidu sous vide est avantageusement introduit en totalité ou en partie dans une zone de conversion (12) par la conduite (11), l'autre partie du résidu, amenée par la conduite (lia), pouvant être utilisée pour produire une huile désasphaltée qui peut être traitée par le procédé et l'installation selon l'invention. La zone de conversion (12) n'a pas été représentée sur la figure 4.
Exemple 1: non conforme à l'invention
Un distillât sous vide Arabe Lourd ayant les propriétés citées dans le tableau 1 est traité en hydrocraquage doux dans une unité pilote en lit fixe isotherme contenant du catalyseur de formulation NiMo (HR548 commercialisé par AXENS).
Tableau 1 : caractéristiques du distillât sous vide
La charge est introduite avec de l'hydrogène dans les conditions opératoires suivantes, représentatives du procédé de pré-traitement de FCC:
- pression totale = 50 bar
- VVH par rapport au catalyseur de 1.0 volume de charge/ volume de catalyseur/h.
- quantité d'H^ par litre de charge^ 400 Nl/1 mesuré en sortie de réacteur - La température du catalyseur est choisie pour avoir un taux de désulfuration (HDS) de 97.72% défini par:
HDS = 100 * (Schax^ -Sρroduit) Sch axge
Celle-ci se situe dans la plage 350-400°C.
L'effluent sortant du réacteur est séparé en une phase gazeuse et une phase liquide à température et pression ambiante par un jeu de séparateurs. Ensuite la phase liquide est strippée en continu à l'hydrogène pour enlever TH2S résiduel. La phase liquide est distillée au laboratoire en une coupe Pi-1500C, une coupe 150-375°C et une coupe 3750C+.
Les rendements poids par rapport à la charge et quelques propriétés de ces coupes sont rassemblés dans le tableau 2:
Tableau 2 Exemple 2 (selon l'invention):
On réalise un mélange contenant 21.38% poids de gazole de distillation directe (23.08% vol.) et 78.62% poids (76.92 % vol.) du distillât sous vide de l'exemple 1 et issu du même brut. Les caractéristiques du gazole et du mélange sont rassemblées dans le tableau 3 :
Tableau 3: caractéristiques du gazole de distillation directe et du mélange Le mélange, dont 21% poids bout en-dessous de 3750C5 est introduit dans la même unité pilote que dans l'exemple 1 et hydrotraité sur le même volume du catalyseur AXENS, selon le même protocole opératoire, et dans les conditions suivantes:
- pression totale = 50 bar
- VVH par rapport au catalyseur de 1.3 vol/vol/h afin de traiter par hçure la même quantité en volume de distillât sous vide que dans l'exemple 1
- quantité d'H2 par litre de charge= 400 Nl/1 mesuré en sortie de réacteur
- température du catalyseur= identique à celle de l'exemple 1
L'effluent sortant du réacteur est séparé en une phase gazeuse et une phase liquide à température et pression ambiante par un jeu de séparateurs. Ensuite la phase liquide est strippée en continu à l'hydrogène pour enlever l'H2S résiduel. La phase liquide est distillée au laboratoire en une coupe Pi-150°C, une coupe 150-375°C et une coupe 375°C+.
Les rendements poids par rapport à la charge et quelques propriétés de ces coupes sont rassemblés dans le tableau 4.
Tableau 4 On observe que la présence dans la charge du procédé de pré-traitement de FCC de 21.38% poids d'une coupe gazole dont 90% poids bout en dessous de 375°C permet d'améliorer la désulfuration et l'hydrogénation de la charge de FCC (coupe 375+) et permet d'obtenir un gazole (coupe 150-375°C) à plus basse teneur en soufre présentant un indice de cétane plus élevé que dans l'exemple 1. La quantité de distillât sous vide traitée par heure reste la même que celle de l'exemple 1.
Pour cet exemple, le temps de contact charge/catalyseur est plus faible que dans le cas de l'exemple 2 (écart de 21.4%) ; cependant les performances en terme de désulfuration et d'hydrogénation de la coupe 375+, qui constitue la charge de FCC5 sont meilleures.
Exemple 3 (selon l'invention):
Le mélange de l'exemple 2 dont 21% poids bout en-dessous de 375°C est introduit dans la même unité pilote que dans l'exemple 1 et hydrotraité sur le même volume du catalyseur AXENS, selon le même protocole opératoire et dans les conditions opératoires suivantes:
- pression totale = 50 bar
- WH par rapport au catalyseur de 1.0 vol/vol/h, identique à celle de l'exemple 1 afin de conserver le même temps de contact
- quantité d'H2 par litre de charge= 400 Nl/1 mesuré en sortie de réacteur
- température du catalyseur: identique à celle de l'exemple 1
L'effluent sortant du réacteur est séparé en une phase gazeuse et une phase liquide à température et pression ambiante par un jeu de séparateurs. Ensuite la phase liquide est strippée en continu à l'hydrogène pour enlever I1H2S résiduel. La phase liquide est distillée au laboratoire en une coupe Pi-150°C, une coupe 150-375°C et une coupe 375°C+.
Les rendements poids par rapport à la charge et quelques propriétés de ces coupes sont rassemblés dans le tableau 5.
Tableau 5
)n observe que la présence dans la charge du procédé de pré-traitement de FCC de 21.38% >oids d'une coupe gazole dont 90% poids bout en dessous de 375°C améliore la désulfuration et 'hydrogénation de la charge de FCC (coupe 375+) et permet d'obtenir un gazole (coupe 150- !75°C) à plus basse teneur en soufre présentant un indice de cétane plus élevé que dans 'exemple 1. Pour un temps de contact de la charge avec le catalyseur identique à celui de 'exemple 1, le gain en désulfuration de la coupe 375+ est de 55% et le gain en hydrogénation de 1.5%.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée dans lequel:
- par distillation atmosphérique d1 un pétrole brut, on soutire une fraction gazole et un résidu atmosphérique,
- par distillation sous vide dudit résidu atmosphérique, on soutire un distillât sous vide qui est envoyé en hydrocraquage doux,
- on traite en hydrocraquage doux en présence d'hydrogène et d'un catalyseur, ledit distillât sous vide, dit charge principale qui est telle que 85% poids au moins de ladite charge principale bout au dessus de 375°C et au moins 95% poids de ladite charge principale bout en dessous de 6500C, l'hydrocraquage doux étant opéré sous une pression absolue de 2 à 12MPa et à une température comprise entre 300 et 5000C5 et en présence d'une coupe plus légère d'hydrocarbures, dite charge secondaire,
- on sépare l'effluent issu de l'hydrocraquage doux pour évacuer une coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 3200C et une coupe dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 3900C,
- on envoie ladite coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 3200C dans une zone de craquage catalytique pour obtenir un LCO et un HCO.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ladite coupe plus légère est essentiellement constituée d'une coupe gazole pour laquelle la température T5 est comprise entre 190 et 2100C et la température T95 entre 380 et 42O0C.
3. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite coupe plus légère constitue jusqu'à 50% poids de la charge totale composée de la charge principale et de la charge secondaire.
4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel ladite coupe plus légère constitue entre 5% et 40% poids de la charge totale composée de la charge principale et de la charge secondaire.
5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite coupe plus légère est essentiellement exempte d'hydrogène gazeux dissout.
6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la charge totale contient entre 0.15 et 1.0% poids de soufre, entre 200 et 4000 ppm poids d'azote total, entre 100 et 2000 ppm poids d'azote basique et entre 10 et 90% poids d'aromatiques.
7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel au moins 5% de ladite charge totale bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout en dessous de 58O0C.
8. Procédé selon l'une des revendications précédentes , dans lequel la fraction de l'effluent de l'hydrocraquage doux ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320°C contient moins de 0.25% poids de soufre.
9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la coupe gazole dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 390°C sortant du procédé d'hydrocraquage doux présente les caractéristiques suivantes : D15 : 0.845-0.855, teneur en soufre : 5-200 ppm poids, indice de cétane : 48-52.
10. Procédé selon Tune des revendications 1 à 9 dans lequel
- ladite coupe distillât sous vide et/ou ladite huile désasphaltée proviennent d'une distillation atmosphérique d'un pétrole brut, permettant de séparer au moins une coupe gazole et un résidu atmosphérique, ledit résidu étant distillé sous vide pour séparer au moins un distillât sous vide et un résidu sous vide,
- il est traité en hydrocraquage doux ledit distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée provenant du désasphaltage dudit résidu sous vide,
- la charge secondaire provenant de la distillation de ladite coupe gazole séparée en au moins une coupe gazole léger et une coupe gazole lourd, une partie au moins de ladite coupe gazole lourd est introduite (charge secondaire) dans la charge principale traitée en hydrocraquage doux.
11. Procédé selon la revendication 10 dans lequel une partie de la coupe gazole lourd est introduite dans la charge principale, l'autre partie étant mélangée à la coupe gazole léger.
12. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9 dans lequel - ladite coupe distillât sous vide et/ou ladite huile désasphaltée proviennent d'une distillation atmosphérique d'un pétrole brut, permettant de séparer au moins une coupe gazole léger, une coupe gazole lourd et un résidu atmosphérique, ledit résidu étant distillé sous vide pour produire au moins un distillât sous vide et un résidu sous vide,
- il est traité en hydrocraquage doux ledit distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée provenant du désasphaltage dudit résidu sous vide,
- une partie au moins de ladite coupe gazole lourd est introduite (charge secondaire) dans la charge principale traitée en hydrocraquage doux.
13. Procédé selon la revendication 12 dans lequel une partie de la coupe gazole lourd est introduite dans la charge principale, l'autre partie étant mélangée à la coupe gazole léger.
14. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9 dans lequel
- ladite coupe distillât sous vide et/ou ladite huile désasphaltée proviennent d'une distillation atmosphérique d'un pétrole brut, permettant de séparer au moins une coupe gazole léger et un résidu atmosphérique contenant une coupe gazole lourd, ledit résidu étant distillé sous vide pour séparer au moins un distillât sous vide, un résidu sous vide et une coupe gazole lourd,
- une partie au moins de ladite coupe gazole lourd est introduite (charge secondaire) dans la charge principale traitée en hydrocraquage doux.
15. Procédé selon la revendication 14 dans lequel l'autre partie de la coupe gazole lourd est mélangée à la coupe gazole léger.
16. Procédé selon l'une des revendications 1 à 15 pour le traitement de distillât sous vide dans lequel le résidu sous vide est soumis en totalité ou en partie à un procédé de conversion.
17. Installation pour réaliser un procédé de pré-traitement de charge de FCC par hydrocraquage doux avec une charge principale qui est un distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée et qui comprend:
- une zone d'hydrocraquage doux (7) contenant un catalyseur et munie d'une conduite (5) pour l'introduction de l'hydrogène, d'une conduite (6) pour l'introduction de la charge principale qui est un distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée dont 85% poids au moins bout au dessus de 375°C et au moins 95% poids de ladite charge principale bout en dessous de 650°C, et d'une conduite pour l'introduction d'une charge, dite secondaire, dont au moins 50% poids bout en dessous de 3750C et au moins 80% poids bout au dessus de 2000C5 et d'une conduite (8) pour l'évacuation de l'effluent,
- une zone de séparation (9) munie d'une conduite pour l'introduction dudit effluent et d'au moins une conduite (20) pour l'évacuation d'une coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 32O0C, et d'une conduite (10) pour séparer une coupe dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 3900C,
- une zone (30) de craquage catalytique (FCC) munie d'une conduite (20) pour l'introduction de ladite coupe à point initial d'ébullition supérieur à 320°C, d'au moins une conduite (31) pour la sortie d'un LCO et d'au moins une conduite (32) pour la sortie d'un HCO.
18. Installation selon la revendication 17 pour réaliser un procédé de pré-traitement de charge de FCC par hydrocraquage doux avec une charge principale distillât sous vide qui comprend:
- une colonne de distillation atmosphérique (2) d'un pétrole brut munie d'une conduite (1) pour l'introduction d'un pétrole brut, d'au moins une conduite pour le soutirage d'une fraction gazole et d'une conduite (3) pour le soutirage du résidu atmosphérique,
- une colonne de distillation sous vide (4) munie d'une conduite (3) pour l'introduction dudit résidu atmosphérique et d'au moins une conduite (6) pour le soutirage d'un distillât sous vide et d'une conduite (11) pour le soutirage du résidu sous vide,
- éventuellement, une unité de désasphaltage (28) munie d'une conduite (11) pour l'introduction d'une partie au moins du résidu sous vide, d'une conduite (33) qui introduit l'huile désasphaltée obtenue dans la zone (7) d'hydrocraquage doux et d'une conduite (34) pour la sortie de l'asphalte, une zone d'hydrocraquage doux (7) contenant un catalyseur et munie d'une conduite (5) pour l'introduction de l'hydrogène, d'une conduite (6) pour l'introduction de la charge principale qui est un distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée, dont 85% poids au moins bout au dessus de 375°C, et d'une conduite pour l'introduction d'une charge, dite secondaire, dont au moins 50% poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout au dessus de 200°C, et d'une conduite (8) pour l'évacuation de l'effluent,
- une zone de séparation (9) munie d'une conduite pour l'introduction dudit effluent et d'au moins une conduite (20) pour l'évacuation d'une coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 32O0C, et d'une conduite (10) pour séparer une coupe dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 39O0C.
- une zone (30) de craquage catalytique (FCC) munie d'une conduite (20) pour l'introduction de ladite coupe à point initial d'ébullition supérieur à 32O0C, d'au moins une conduite (31) pour la sortie d'un LCO et d'au moins une conduite (32) pour la sortie d'un HCO.
19. Installation selon l'une des revendications 17 à 18 munie d'une conduite (13) pour l'évacuation dudit gazole séparé dans la colonne atmosphérique (2) et comprenant en outre: une zone de distillation (14) munie d'une conduite (17) pour évacuer une fraction légère de gazole et également d' une conduite (15) pour évacuer une fraction lourde de gazole, une conduite (16) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant ladite charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).
20. Installation selon la revendication 19 munie d'une conduite (18) pour introduire une partie de la fraction lourde de gazole issue de la conduite (15) dans ladite traction légère de gazole issue de ladite conduite (17).
21. Installation selon l'une des revendications 17 à 18 munie d'une conduite (21) pour le soutirage d'une fraction légère de gazole et d'une conduite (22) pour le soutirage d'une fraction lourde de gazole de la colonne atmosphérique (2) et comprenant en outre une conduite (23) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde de gazole (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant ladite charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).
22. Installation selon la revendication 21 munie d'une conduite (24) pour introduire une partie de la fraction lourde de gazole issue de la conduite (22) dans ladite fraction légère de gazole issue de ladite conduite (21).
23. Installation selon l'une des revendications 17 à 18 munie d'une conduite (21) pour le soutirage d'une traction légère de gazole de la colonne atmosphérique (2) et d'une conduite (3) pour le soutirage du résidu atmosphérique et d'une fraction lourde de gazole et comprenant en outre :
- une conduite (25) pour évacuer une fraction lourde de gazole lourd de ladite colonne de distillation sous vide,
- une conduite (26) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde de gazole (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant ladite charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).
24. Installation selon la revendication 23 munie d'une conduite (27) pour introduire une partie de la fraction lourde de gazole issue de la conduite (25) dans ladite fraction légère de gazole issue de ladite conduite (21).
25. Installation selon l'une des revendications 17 à 24 comportant en outre une conduite (11) amenant en totalité ou en partie le résidu sous vide à une zone de conversion (12).
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