EP2370546A2 - Enchaînement integre de procedes d'extraction et de traitement d'un brut extra lourd ou bitumeux avec captage de co2 - Google Patents

Enchaînement integre de procedes d'extraction et de traitement d'un brut extra lourd ou bitumeux avec captage de co2

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EP2370546A2
EP2370546A2 EP09753138A EP09753138A EP2370546A2 EP 2370546 A2 EP2370546 A2 EP 2370546A2 EP 09753138 A EP09753138 A EP 09753138A EP 09753138 A EP09753138 A EP 09753138A EP 2370546 A2 EP2370546 A2 EP 2370546A2
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EP
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conversion
combustion
hydrogen
chemical loop
gasification
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Application number
EP09753138A
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German (de)
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Inventor
Thierry Gauthier
Aii Hoteit
Ann Forret
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
TotalEnergies Raffinage Chimie SAS
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Total SE
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Publication date
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    • Y02P30/40—Ethylene production

Definitions

  • the invention relates to a process for the preparation of synthetic crude oil, at a low energy cost, from a heavy crude oil or bituminous crude oil deposit.
  • Extra-heavy or bituminous crudes also referred to herein as heavy crudes or bitumens, represent considerable resources that are and will be increasingly exploited.
  • these crudes have physical properties including a very high viscosity and density, which make their extraction, production, transportation and treatment difficult.
  • Extraction methods specific to this type of crude have therefore developed.
  • One adapted to shallow or surface deposits known as the mining method, consists of mixing sand with the crude to extract and extract the mixture of sand and crude mechanically. This mixture is then washed, separated and the lighter cuts are then valorized. For deeper deposits, this method is unsuitable and it is necessary to assist production on site to make them mobile, that is to say, reduce their viscosity to make their extraction possible.
  • the crude thus extracted is heavily loaded with asphaltenes and heteroatoms (S, N, O, V, Ni, etc.).
  • asphaltenes and heteroatoms S, N, O, V, Ni, etc.
  • they must be treated to give synthetic crudes of satisfactory quality, that is, - have a viscosity and density for pipeline transport, and low sulfur and other heteroatoms.
  • the recovery stages are also very consuming natural gas, which is particularly necessary for the production of hydrogen by steam reforming of natural gas or methane (steam methane reforming according to the English terminology).
  • US Pat. No. 6,357,526 proposes deasphalting to recover a deasphalted crude that constitutes the synthesis crude and the asphalt is burned to generate water vapor that is used in the SAGD extraction process.
  • the synthetic crude obtained is not of good quality because it still contains many contaminants such as sulfur, nitrogen and metals. There is therefore a real need for a process for the preparation of synthetic crude from a deposit of extra-heavy or bituminous crude that makes it possible to obtain a synthetic crude of quality and whose dependence vis-à-vis the price of natural gas is reduced or canceled.
  • patent FR 2 887 557 there is provided a sequence of processes integrating the extraction and treatment steps, the combustion and / or gasification of the conversion residue for generating energy in the form of steam or electricity. and / or hydrogen, the water vapor being then used for the extraction and the hydrogen for the treatment by carrying out the steps described below.
  • This process avoids the use of natural gas, but requires the combustion and gasification of the residue.
  • the combustion of petroleum residue by conventionally known methods is carried out by direct contact with the air. This results in significant CO 2 emissions since the fumes generally contain about 10 to 15% (by volume) of CO 2 diluted in the nitrogen of the air. It is also possible to use new oxycombustion techniques to burn the residue.
  • Oxyfuel combustion makes it possible to produce fumes rich in CO 2 (at a content greater than 90% by volume) by contacting the residue only with oxygen separated beforehand from the air in an ASU (unit of air separation) or Air Separation Unit in English. Capture of CO 2 is then facilitated. The compression of the fumes then makes it possible to directly envisage a reinjection of the fumes into a storage site.
  • the ASU requires a very large investment (more than 100 million euros for a unit of 350 t / h of O 2 ) and a significant energy consumption.
  • the combustion cycle efficiency decreases from typically 47 to 50% for a conventional air-fired combustion plant to 39 to 42% for a unit operating in oxy-fuel combustion because of the energy consumption induced by the air separation unit.
  • the gasification of the residue also requires the use of an air separation unit (ASU) to introduce the purified oxygen.
  • ASU air separation unit
  • the oxygen comes directly from the metal oxide which circulates continuously between a combustion zone of the hydrocarbon and a reduction zone with contact with air in which the metal reduces at the end of the combustion is reoxidized.
  • the fumes contain mainly CO 2 since it is not necessary to use air.
  • the gaseous effluents consist of depleted air free of oxygen captured by the metal oxides. The circulation between the two zones is carried out thanks to conventional techniques of implementation in a fluidized bed.
  • the invention relates to a synthetic crude preparation process from a heavy crude oil deposits, comprising a combustion step and / or gasification of the conversion of residue in the presence of metal oxide years at least one loop cycle chemical that produces CO 2 -containing fumes (that is, at levels greater than 90%), which facilitates the capture of emitted CO2.
  • the invention relates to a process for the preparation of synthetic crude from a heavy crude deposit, comprising: a) the extraction of heavy crude by a technology using water vapor; b) separating the extracted crude and water; c) separating the crude into at least one light cut and one heavy cut; d) converting the heavy fraction of separation into a lighter product, referred to as the converted product, and a residue; e) optionally, the partial or total hydrotreatment of the converted product and / or the light cut (s) obtained during the separation (c), f) the combustion and / or gasification in presence of metal oxide in at least one chemical loop cycle of the conversion residue producing fumes having a CO 2 content of greater than 90% for the capture of CO2; the converted product and the light partition (s), having possibly been subjected to a hydrotreatment (e), constituting the synthesis crude, said chemical-loop combustion allowing the generation of water vapor and / or electricity, and said chemical loop gasification for hydrogen generation; the water vapor and / or electricity thus generated being used
  • the chemical loop cycle produces fumes having a CO 2 content greater than 95%.
  • the rate of capture of CO2 in the chemical loop (corresponding to the percentage of CO 2 emitted by the chemical loop combustion of step (f) which exits in the form of fumes having a CO 2 content greater than 90 %) is at least 90%.
  • Conversion d) can be performed by coking, visbreaking, or catalytic hydroconversion.
  • the conversion rate of the conversion process d) may be adjusted so that combustion and gasification by a chemical loop f) make it possible to generate at least 50% of the quantity of water vapor required for extraction a) or at least 50% of the amount of hydrogen required for conversion d) and possibly for hydrotreatment e).
  • the conversion rate of the conversion process d) can be adjusted so that the combustion and the gasification in a chemical loop f) make it possible to generate all the water vapor necessary for the extraction a) or the totality of the hydrogen necessary for conversion d) and possibly for hydrotreatment e).
  • the conversion rate of the conversion process d) can also be adjusted so that the combustion and gasification in a chemical loop f) make it possible to generate all the water vapor necessary for the extraction a) and at least 50% of the the quantity of hydrogen required for conversion d) and possibly for hydrotreatment e).
  • the conversion rate of the conversion process d) can be adjusted so that the combustion and the gasification in a chemical loop f) make it possible to generate all the water vapor necessary for the extraction a) and the totality of the quantity of d hydrogen necessary for conversion d) and possibly for hydrotreatment e).
  • the conversion rate of the conversion process d) can also be adjusted so that the combustion and gasification in a chemical loop f) make it possible to generate all the water vapor required for the extraction a), the totality hydrogen required for conversion d) and possibly for hydrotreating e) and all the electricity required for extraction a) and conversion d) and possibly hydrotreatment e).
  • a gasification of the residue is carried out in step f) and the conversion rate of the conversion process d) is adjusted so that the chemical loop gasification f) makes it possible to generate at least 50% of the hydrogen necessary for the conversion d) and optionally hydroprocessing e) and optionally at least a part of the electricity needed for the extraction a) and the conversion d) and optionally hydroprocessing e).
  • the conversion rate of the conversion process d) can then be adjusted so that the chemical loop gasification f) makes it possible to generate all the hydrogen necessary for the conversion d) and possibly for the hydrotreatment e).
  • Conversion d) may comprise a thermal conversion or a catalytic conversion.
  • the thermal conversion is coking or visbreaking or hydroviscoreduction.
  • the catalytic conversion is a catalytic hydroconversion.
  • the extraction a) can be made according to a production process assisted by continuous steam injection or SAGD (steam assisted gravity drainage) or a production process assisted by cyclic steam injection or CSS (cyclic steam stimulation).
  • SAGD steam assisted gravity drainage
  • CSS cyclic steam stimulation
  • the heavy oil has a viscosity greater than 100 cps and a density of less than 20 ° API, more preferably a viscosity greater than 1000 cps and a density of less than 15 0 API, and more preferably a viscosity of greater at 10,000 CPo and a density less than 12 0 API.
  • the synthesis crude obtained has a density of at most 0.94 under standard conditions and at least 19 0 API, the viscosity being less than 350 is at 4 ° C.
  • the invention proposes the integration of one or more chemical loops in a scheme for the production and recovery of heavy oils to maximize the energy efficiency of the assembly while producing fumes containing at least 90% CO 2 volume. for capture and subsequent storage of CO 2 .
  • the capture rate of CO 2 in the chemical loop which corresponds to the percentage of CO 2 emitted by the outgoing chemical loop combustion in the form of concentrated fumes CO 2 (that is to say having a content of CO 2 greater than 90%, even more preferably greater than 95%) is greater than 90%.
  • Chemical Loop Combustion involves contacting a hydrocarbon feedstock with a metal oxide at high temperature for combustion and / or gasification.
  • the metal oxide then gives up some of the oxygen it contains, which participates in the combustion of hydrocarbons.
  • the fumes mainly contain carbon oxides, water and possibly hydrogen. Indeed, it is not necessary to put the air in contact with the hydrocarbon and the smoke is therefore mainly composed of combustion gases and possibly a dilution gas used for the transport and fluidization of the particles (by example of water vapor). It is thus possible to produce fumes that are mostly free of nitrogen and contain high CO 2 contents (greater than 90% by volume), making it possible to envisage capture and then storage of CO 2 .
  • the metal oxide which participated in the combustion is then transported to another reaction chamber where it is brought into contact with air to be reoxidized. If the particles returning from the combustion zone are fuel-free, the gases coming from this reaction zone are predominantly free of CO 2 -which is then only present in trace amounts, for example at concentrations below 1 to 2% by volume - and consists essentially of oxygen-depleted air, following the oxidation of the metal particles.
  • the metal oxides that can be used to carry out the chemical loop combustion are generally oxides of Fe, Ti, Ni, Cu, Mg, Mn, Co, V, used alone or as a mixture. These metals can be in the form of natural ores (ilmenite) or deposited on a synthetic support or on a spent catalyst.
  • these solids are packaged in the form of powder, Sauter diameter preferably between 30 and 500 microns, preferably between 50 and 300 microns, and grain density of between 1400 and 8000 kg / m3, preferably between 1400 and 5000 kg / m3.
  • the charges that can be used for the chemical loop combustion are in general hydrocarbons (natural gas, liquid petroleum charges, preferably petroleum residues characterized by the fact that less than 10% of these residues boil under atmospheric conditions above 350 °, or conversion residues, generally from hydroconversion processes or asphalts, residues of the deasphalting process, or coke from coking processes.
  • hydrocarbons natural gas, liquid petroleum charges, preferably petroleum residues characterized by the fact that less than 10% of these residues boil under atmospheric conditions above 350 °
  • conversion residues generally from hydroconversion processes or asphalts, residues of the deasphalting process, or coke from coking processes.
  • the contact between the hydrocarbon feedstock and the metal oxide requires a residence time of between 10 seconds and 10 minutes depending on the temperature which can vary from 800 to 1200 0 C, preferably between 1 minute and 5 minutes.
  • the contact time between the air and the metal oxide to ensure optimum oxidation is between 10 seconds and 10 minutes depending on the temperature which can vary from 800 to 1200 0 C, preferably between 1 minute and 5 minutes.
  • the mass ratio between the hydrocarbon feedstock to be burned and the circulating metal oxide is between 5 and 500, preferably between 20 and 200, and depends on the oxide used in the chemical loop.
  • the implementation of a chemical loop combustion process requires significant amounts of metal oxides in contact with the fuel. These metal oxides are generally either contained in ore particles, or in particles resulting from industrial treatments (residues of the iron and steel industry or mining, catalysts of the used chemical industry or refining). It is also possible to use synthetic materials such as, for example, alumina or silica-alumina supports on which metals which can be oxidized (nickel oxide, for example) have been deposited. From one metal oxide to another, the quantity of oxygen theoretically available varies considerably and can reach high values close to 30%.
  • the maximum oxygen capacity actually available generally does not exceed more than 20% of the oxygen present.
  • the ability of these materials to yield oxygen thus does not exceed globally not more than a few percent by weight of the particles and varies considerably from one oxide to another, generally from 0.1 to 10%, and often between 0 and 10%. , 3 to 1% by weight.
  • the use of a fluidized bed is therefore particularly advantageous for conducting combustion.
  • the finely divided oxide particles circulate more easily in the combustion and oxidation reaction chambers, and between these enclosures, if the particles are given the properties of a fluid (fluidization).
  • Chemical loop combustion is used to produce energy, in the form of steam or electricity, for example.
  • the heat of combustion of the charge is similar to that encountered in conventional combustion. This corresponds to the sum of the heats of combustion and oxidation in the chemical loop.
  • the distribution between heats of combustion and oxidation strongly depends on the metal oxides used to drive the combustion by chemical loop. In some cases, exothermicity is distributed between oxidation and metal reduction. In other cases, the oxidation is highly exothermic and the reduction is endothermic. In all cases, the sum of the oxidation and reduction heats is equal to the heat of combustion of the fuel.
  • the heat is extracted by exchangers located inside, on the wall or in appendix of the combustion and / or oxidation chambers, on the flue gas lines, or on the metal oxide transfer lines.
  • energy in the form of water vapor or electricity is generated in quantities adapted to respond in whole or in part to needs of the extraction phase and / or also the conversion phase and optionally hydrotreatment, and hydrogen is also generated by chemical loop in quantities adapted to respond in whole or in part to the conversion phase and optionally hydrotreating.
  • a chemical loop unit is dedicated to the combustion of the residue, the other is dedicated to the production of synthesis gas (CO + H2), which can then serve as a base for the formation of hydrogen, these two units possibly being integrated with each other.
  • the process according to the invention thus makes it possible to avoid the use of natural gas conventionally used for the generation of steam and hydrogen, to use the conversion residue to produce the energy required for the production of crude with energy efficiency similar to that which would be achieved in a conventional air-burning process, but producing combustion fumes containing at least 90% CO 2 and using the conversion residue to produce also synthesis gas and hydrogen without using an air separation unit.
  • the process thus makes it possible, from a heavy crude, to produce a crude that can be used in refineries to produce the fuels, while making it possible to capture the CO 2 resulting from the energy requirements of the production.
  • Using the conversion residue to produce water vapor and / or hydrogen and / or electricity can also result in a substantial saving in the investment required for conversion facilities. Indeed, the capacities of the conversion plants can be limited firstly because the separation residue can also be used to generate water vapor and / or electricity and / or hydrogen, and secondly because the required level of conversion can be limited, the operating conditions of the conversion can then be less severe (in particular, reduced residence time).
  • the conversion rate of the conversion d) is adjusted so that the combustion and the gasification f) make it possible to generate at least 50% of the quantity of steam.
  • water required for extraction (a) or at least 50% of the quantity of hydrogen required for conversion (d) and possibly for hydrotreating (e) preferably all the water vapor required for extraction ) or all the hydrogen necessary for the conversion d) and optionally for the hydrotreatment e), more preferably still all the water vapor necessary for the extraction a) and at least 50%, preferably 100 % of the quantity of hydrogen necessary for the conversion d) and possibly for the hydrotreatment e), and still more preferably, the totality of the water vapor necessary for the extraction a), the totality of hydrogen necessary to the conversion d) and possible hydrotreating e) and the electricity required for extraction a) and conversion d) and possibly hydrotreatment e).
  • a gasification of the residue is carried out in step f) and the conversion rate of the conversion d) is adjusted so that the gasification makes it possible to generate at least 50% of the quantity of hydrogen, and preferably all the hydrogen necessary for the conversion d) and possibly the hydrotreatment e), and at least a part of the electricity necessary for the extraction a) and the conversion d) and possibly the hydrotreatment e).
  • the "gross conversion ratio" is defined as the mass ratio of:
  • the conversion rate to T540 + * is defined as the ratio of:
  • the extraction a) is preferably carried out according to a production technology assisted by continuous steam injection or SAGD (steam assisted gravity drainage) or a production technology assisted by cyclic steam injection or CSS ( cyclic steam stimulation), that is to say by technologies requiring very large amounts of water vapor and therefore energy.
  • SAGD steam assisted gravity drainage
  • CSS cyclic steam stimulation
  • separation c) involves at least one physical separation process such as distillation or solvent extraction.
  • the distillation may be distillation at atmospheric pressure or else distillation at atmospheric pressure followed by distillation under vacuum. Atmospheric distillation can also be followed by deasphalting, ie solvent extraction separation.
  • the heavy fraction resulting from these separation operations which contains asphaltenes is then upgraded to lighter products.
  • the conversion d) can be thermal (coking, visbreaking) or catalytic (catalytic hydroconversion).
  • coking is carried out on the heavy fraction of a vacuum residue.
  • the coking conditions are as follows: the temperature at the outlet of the oven is greater than 460 ° C., preferably 480 ° C. to 510 ° C., the absolute pressure in the oven is less than 5 bar, preferably 1 to 3 bar, the recycling rate, that is to say the fraction of stream having undergone coking (stream 45 in FIG. 3) returning to the coking oven after fractionation is less than 20%, preferably less than 10% .
  • These operating conditions may be degraded to produce a little more coke if necessary for the production of steam for SAGD extraction or hydrogen.
  • the coke production corresponds to 20% to 35% of the feedstock entering the coking unit according to the nature of the feed and the operating conditions, which corresponds to a crude conversion rate of the coking of 65 to 80%. If this gross conversion rate is insufficient to provide all the water vapor and hydrogen and / or electricity requirements, a cut, preferably a heavy cut from the coker can also be used to supplement the amount of fuel.
  • This thermal conversion unit can also be a visbreaking unit.
  • the visbreaking can also be carried out in the presence of hydrogen to promote the stability of the products. This is called hydroviscoreduction. T540 + conversions of 25% to 45% can be obtained.
  • This unit comprises at least one section of cracking furnace and a fractionation section of the cracked products. Preferably, it also comprises a ripening section.
  • the feed entering the visbreaking unit which may be an atmospheric residue or a vacuum residue, passed through the cracking furnace section in order to bring the hydrocarbons to a temperature of between 430 ° C. and 510 ° C., preferably between 470 ° C. and 500 ° C. In the presence of the ripening section, this temperature at the furnace outlet can be lowered and is between 440 0 C and 470 0 C.
  • the catalytic conversion is a catalytic hydroconversion.
  • the catalytic conversion process may be a boiling bed or slurry hydroconversion process.
  • the feed may be an atmospheric residue or a vacuum residue.
  • the conversion rate T540 + of this type of process can range from 20% to 95%.
  • This hydroconversion process is preferably comprised of at least one furnace section for preheating the feed and the hydrogen, a reaction section in which the conversion is carried out and a fractionation section in which the effluent from the reaction section is separated. in different cuts.
  • the operating conditions of the catalytic conversion reaction section are generally a total pressure of 10 to 500 bar, preferably 60 to 200 bar; a hydrogen partial pressure of 10 to 500 bar, preferably 60 to 200 bar; a temperature of 300 0 C to 600 0 C, preferably 380 0 C to 450 0 C; and a residence time of from 5 minutes to 20 hours, preferably from 1 hour to 10 hours.
  • the reaction section consists of at least one reaction chamber in which a gaseous phase, a liquid phase and a solid phase are brought into contact.
  • the gaseous phase contains in variable part at least hydrogen and hydrocarbons vaporized under the conditions of the process.
  • the liquid phase consists of non-vaporized hydrocarbons.
  • the solid phase contained in the reactor preferably has a catalytic action under the conditions of the reaction. The solid is preferably in the liquid phase.
  • the process uses a supported catalyst containing at least one metal element.
  • the catalyst remains in the reactor and is added or withdrawn independently of the feed.
  • the catalyst is generally continuously introduced with the fresh feedstock into the reactor and consists of soluble elements containing one or more metals which can be sulfided under the process conditions.
  • Sulfurization of the metals causes precipitation of the metal which remains in the reactor in the form of fine and dispersible particles drivable by the liquid out of the reaction zone.
  • the solid catalyst particles contain molybdenum.
  • the conversion rate T 54 O + of this type of process can range from 20% to 95%.
  • the conversion rate at 540 ° C + of the catalytic hydroconversion is from 65% to
  • the chemical loop combustion of the residue can then produce the water vapor required for extraction a) or the hydrogen used for recovery d) and possibly hydrotreating e). If the conversion rate is 50% to 70%, then both the water vapor required for extraction a) and the hydrogen used for recovery d) can be produced.
  • the converted fractions obtained and / or the light fractions resulting from the separation c) can be hyd reprocessed in a step e), that is to say enriched with hydrogen in the presence of catalysts, in order to stabilize them and remove some of the heteroatoms.
  • This hydrotreatment operation e) consumes hydrogen.
  • the process according to the invention is intended for the extraction and recovery of hydrocarbon fractions of extra-heavy crude type, that is to say having a viscosity of greater than 100 ° C. and a density of less than 20 ° API, preferably a viscosity of greater than 1000 CPo and a density of less than 150 API, and more preferably a viscosity of greater than 10,000 CPo and a density of less than 12 ° API.
  • This process is thus particularly suitable for heavy crudes such as those of the Athabasca, Zuata, Cerro ⁇ egro, Morichal type.
  • the synthesis crude obtained at the end of the process of the invention has such a viscosity and density that it can be transported by pipeline, the density being at most 0.94 under standard conditions and at least 19 ° API, and the viscosity being less than 350 is at 4 ° C. In addition, it has reduced contents of heteroatoms and metals.
  • FIG. 1 is a diagram schematizing the sequence of the various steps of the integrated process for the preparation of synthetic crude from a heavy crude deposit
  • FIG. 2 is a diagram schematizing the treatment step which comprises the separation c), the conversion d) and optionally the hydrotreatment e) with production of energy by combustion with the chemical loop of at least a part of the residue not converted
  • Figure 3 is a diagram showing diagrammatically the step of processing which comprises separating c), the conversion d) and optionally hydrotreating e) with combustion energy production with the chemical loop of at least a portion of the unconverted residue and production of hydrogen with the chemical loop also using a portion of the unconverted residue.
  • FIG. 1 shows the set of extraction units and recovery of a heavy crude.
  • the cartridge (2) represents the extraction zone which is done using water vapor injected by a line (3).
  • the injection of water vapor via the line (3) into the extraction zone (2) produces, according to the SAGD or CSS method, a mixture of water and crude that exits via a line (1) to be introduced into a separation zone (4).
  • the crude thus isolated is transferred via a line (5) into the treatment zone (6), the water exits via a line (7) to be recycled to the steam generation zone (8) where it is treated then vaporized after possible addition of water and recycled in the extraction zone (2).
  • the crude is treated by (i) separation, (ii) hydroconversion and (iii) optionally hydrotreatment, thereby obtaining a part of the synthesis crude, which is conveyed by a line (9) to other pipeline operating areas, and a non-recoverable residue that exits through a line (10) and will be burned to generate water vapor in the steam generation zone.
  • This generation of water vapor and hydrogen is either by chemical looping or chemical looping gasification of the residue leaving the line (10) or by combustion in a chemical loop or chemical loop gasification of the leaving residue by line (10) and supply of natural gas via a line (12).
  • the hydrogen can be produced either by a conventional method (Steam Reforming) or by using a method using partial combustion in a chemical loop. These hydrogen generation processes will be supplemented by separation / purification sections of the hydrogenated gas produced to meet the needs of processes for upgrading crudes in the treatment zone (6).
  • Natural gas can indeed be advantageously used to start the production facilities during the transitional phases. It should be noted that the combustion or chemical loop gasification of natural gas also produces nitrogen-free combustion fumes which contain more than 90% of CO2 after condensation of the water vapor.
  • the steam generated by chemical loop combustion in the steam generation zone (8) is sent via a line (3) to the extraction zone (2).
  • the hydrogen produced is sent via a line (13) to the treatment zone (6).
  • the carbon dioxide formed in the treatment zone (6), in the steam generation zone (8) and in the hydrogen formation zone (11) can then be compressed and sent to a storage site (reinjection in a saline aquifer or in a crude oil field already exploited for example).
  • the carbon dioxide formed in the treatment zone (6), in the steam generation zone (8) and in the hydrogen formation zone (11) is sent via the lines (14), respectively ( 15), (16) to a carbon dioxide recovery zone (17) containing, for example, a CO 2 selective absorption / desorption zone for the amines, and then a CO 2 storage section.
  • the treatment zone (6) will be described in greater detail with the aid of FIG. 2.
  • the separation unit (18) can be an atmospheric distillation column, the light fraction (s) is (or are) then called (s) atmospheric residue (RAT). It can also consist of an atmospheric distillation column and a column of vacuum distillation. In this case, the heavy fraction from the atmospheric distillation column feeds the vacuum distillation column (not shown), the heavy fraction obtained is called vacuum residue (RSV).
  • the separation unit (18) may also consist of an atmospheric distillation column followed by a deasphalting unit.
  • the atmospheric distillates are recovered at the top of the distillation column via the line (19) and sent to the hydrotreatment unit (20), and the heavy fraction of atmospheric distillation feeds the deasphalting unit (not shown).
  • the deasphalting residue, called asphalt then feeds the line (21) described in Figure 2.
  • the deasphalted oil (DAO) feeds the line (22) in Figure 2.
  • the light fractions, or atmospheric distillates consist essentially of naphtha, kerosene, gas oil.
  • the heavy fraction resulting from the separation exits via line (21) and is processed in the heavy section conversion unit (24).
  • This unit can be a thermal conversion unit. When this conversion requires a hydrogen supply (catalytic conversion), the hydrogen can be brought by the line (25).
  • the flow arriving via the line (26) represents the light fraction essentially containing the products of the naphtha, kerosene and gas oil type resulting from the conversion process (24).
  • the stream arriving via the line (27) contains a heavier fraction representing the vacuum distillate and the stream arriving via the line (28) contains the residue from the conversion unit (24). .
  • the flow arriving via the line (29) represents the naphtha, kerosene and hydrotreated gasoil section from the hydrotreatment unit (20).
  • the flow of the line (30) represents the vacuum distillate cut after hydrotreating in the hydrotreating unit (23). Fluxes from lines (29) and (30) are mixed in the crude formation zone of. synthesis (31).
  • Line (32) steam, electricity (33) and line (25) hydrogen can be produced from natural gas arriving via a line (35).
  • Steam and possibly electricity are produced in a chemical loop combustion plant (46) which burns the residue from the conversion unit (24) through a line (28).
  • Hydrogen is produced by a Steam Methane Reforming unit (45) fed with natural gas via a line (35).
  • FIG. 3 represents a variant of FIG. 2 in which all or part of the natural gas necessary for hydrogen production is dispensed with by adjusting the conversion level of the conversion unit (24) to produce sufficient residue by a line (28) for producing, by a line (25) all or part of the hydrogen required for the hydrotreatments, in the chemical looping gasification unit (47), the conversion residue arriving via the line (28) , the remainder of the hydrogen produced being able to come from a Steam Methane Reforming unit (45) fed by a natural gas line (35).
  • the steam (32) and possibly the electricity are produced in a chemical loop combustion plant (46) that burns the residue of the line (28).
  • the steam of the line (32) is produced by combustion in the chemical loop combustion zone (46) or by gasification of the residue in the chemical loop gasification zone (47).
  • the steam generated may partially feed a turbine to produce the electricity leaving the line (33), where the synthesis gas produced by gasification may partly feed a gas turbine to produce electricity coming out of the line ( 33).
  • the hydrogen (25) can be produced by chemical loop gasification of the residue from the line (28). Part of the synthesis gas produced can then feed a gas turbine to produce the electricity leaving the line (33).
  • the hydrogen produced then feeds the hydrotreating units (20) and (23) and optionally the conversion unit (24) if necessary via the line (25).
  • the generated water vapor is sent to the oil field where it will allow the heating of the crude and thus the decrease of its viscosity.
  • the conversion unit (24) can be either a thermal conversion unit (for example by delayed coking, coking in a fluidized bed, visbreaking or hydroviscoreduction, etc.). It can also be a catalytic conversion unit (for example catalytic hydroconversion of residues in fixed bed, moving bed, bubbling bed or driven slurry reactor).
  • Example 1 Standard Combustion and Production of Hydrogen by Steam Reactor Athabasca heavy or bituminous crude is withdrawn by a SAGD type process. After separation of water and crude, the crude is subjected to atmospheric distillation. The atmospheric residue obtained (RAT) has the characteristics given in Table 1 below. This atmospheric residue undergoes hydroconversion. The conversion rate of the hydroconversion is adjusted to provide the necessary amount of residue (500 ° C +) to feed a conventional boiler fueled by residue and air to produce the steam needed for the production of the crude heavy or bituminous. To produce 100 000 BPSD of heavy crude or bitumen by SAGD, knowing that the ratio steam / crude produced is 2 barrels of water vapor per barrel of crude oil, it will be necessary to inject into the ground close to 1350 t / h steam.
  • the conversion level of the hydroconversion must lead to having 123 000 kg / h of residue to supply the boiler.
  • the hydroconversion conversion rate must therefore be 78%.
  • the contribution of hydrogen for the recovery is an external supply of hydrogen obtained by Steam Methane Reforming of natural gas. 19t / h of hydrogen are necessary, which corresponds to a consumption of 66t / h of natural gas.
  • the amount of CO 2 emitted by the boiler is 387000 kg / h, diluted in fumes containing essentially nitrogen and water vapor, the volume concentration of CO 2 being close to 14% vol.
  • Nitrogen oxides and sulfur oxides were captured upstream of the flue gas discharge by conventional methods well known to those skilled in the art.
  • Athabasca heavy or bituminous crude oil is withdrawn by a SAGD type process. After separation of water and crude, the crude is subjected to atmospheric distillation.
  • the atmospheric residue obtained (RAT) has the characteristics given in Table 2 below. This atmospheric residue undergoes hydroconversion.
  • the conversion rate of the hydroconversion is adjusted to provide the necessary amount of residue (500 ° C +) to feed an oxycombustion boiler fed with residue and oxygen to produce the steam needed for production. heavy or bituminous crude.
  • oxycombustion is lower than that of a conventional combustion boiler.
  • the conversion rate of the hydroconversion can then be lowered to 73%.
  • the conditions for hydroconversion are as follows:
  • the hydrogen input for recovery is an external supply of hydrogen obtained by Steam Methane reforming natural gas. 18.3 t / h of hydrogen are needed, which corresponds to a consumption of 64t / h of natural gas.
  • the quantity of CO 2 emitted by the boiler is 463000 kg / h concentrated thanks to the implementation of the oxycombustion process, the volume concentration of CO 2 being close to 95% vol.
  • Nitrogen oxides and sulfur oxides were captured upstream of the flue gas discharge by conventional methods well known to those skilled in the art
  • Athabasca heavy or bituminous crude oil is withdrawn by a SAGD type process. After separation of water and crude, the crude is subjected to atmospheric distillation.
  • the atmospheric residue obtained (RAT) has the characteristics given in Table 3 below. This atmospheric residue undergoes hydroconversion.
  • the conversion rate of the hydroconversion is adjusted in order to have the necessary amount of residue (500 0 C + ) to feed a boiler operating with the chemical loop and fed with residue.
  • the material used to operate the chemical loop is ilmenite.
  • the temperature of the combustion zone is 995 ° C.
  • the conversion rate of the hydroconversion can then be lowered to 77%.
  • the conditions of the hydroconversion are therefore as follows: average temperature: 417 ° C partial pressure in H 2 : 130 bar conversion to T540: 0.77
  • the hydrogen input for recovery is an external supply of hydrogen obtained by Steam Methane reforming natural gas. 18.7 t / h of hydrogen is needed which corresponds to a consumption of 65 t / h of natural gas.
  • the characteristics of the crude after hydroconversion are given in Table 3 below.
  • the material balance of the hydroconversion is as follows:% by weight
  • the amount of CO 2 emitted by the boiler is 394000 kg / h concentrated thanks to the implementation of the oxycombustion process, the volume concentration of CO 2 being close to 97% vol.
  • Nitrogen oxides and sulfur oxides were captured upstream of the flue gas discharge by conventional methods well known to those skilled in the art
  • the chemical loop produces combustion fumes at least as concentrated in CO 2 as oxy-fuel combustion.
  • the chemical loop makes it possible to produce about 5000 BPD more than the oxycombustion, that is to say to be at the same level as the conventional combustion processes, which do not make it possible however to concentrate the fumes in CO 2 .
  • This improved production, associated with a high concentration of CO 2 fumes, is related to the greater efficiency of the energy cycle implemented in the chemical loop combustion process.

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Abstract

La présente invention porte sur un procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, comprenant; (a) l'extraction du brut lourd par une technologie mettant en oevre de la vapeur d'eau; (b) la séparation du brut extrait et de l'eau; (c) la séparation du brut en au moins une coupe légère et une coupe lourde; (d)la conversion de ladite coupe lourde en un produit plus léger, et un résidu; (e) éventuellement, l'hydrotraitement partiel ou total du produit converti et/ou de la (ou des) coupe(s) légère(s) obtenue(s) lors de la séparation c); (f) la combustion et/ou gazéification du résidu de conversion en présence d'oxyde métallique dans au moins un cycle de boucle chimique produisant des fumées concentrées en CO2 afin de permettre le captage du CO2; le produit converti et la (ou les) coupe(s) légère(s) de séparation, éventuellement hydrotraités, constituant le brut de synthèse; ladite combustion permettant la génération de vapeur d'eau et/ou d'électricité et ladite gazéification permettant la génération d'hydrogène; la vapeur d'eau et/ou l'électricité ainsi générées étant utilisées pour l'extraction a), et/ou l'électricité et/ou l'hydrogène ainsi générés étant utilisés pour la conversion d) et/ou l'hydrotraitement e).

Description

ENCHAINEMENT INTEGRE DE PROCEDES D'EXTRACTION ET DE TRAITEMENT D'UN BRUT EXTRA LOURD OU BITUMEUX AVEC CAPTAGE DE CO2
Domaine de l'invention
L'invention porte sur un procédé de préparation de brut de synthèse, à coût énergétique minimisé, à partir d'un gisement de brut lourd ou brut bitumeux.
Plus particulièrement, elle porte sur un enchaînement intégré d'un procédé d'extraction de brut lourd et d'un procédé de traitement de ce brut lourd extrait, comprenant la mise en oeuvre d'au moins une boucle chimique de combustion et/ou gazéification du résidu de conversion, afin de minimiser l'apport énergétique externe et faciliter le captage du CO2 émis, tout en fournissant un brut de synthèse de qualité très satisfaisante.
Art antérieur
Les bruts extra-lourds ou bitumeux, désignés également dans la présente demande par bruts lourds ou bitumes, représentent des ressources considérables qui sont et seront exploitées de plus en plus. Cependant ces bruts présentent des propriétés physiques notamment une viscosité et une densité très élevées, qui rendent leur extraction, leur production, leur transport et leur traitement difficiles.
De tels bruts ne peuvent donc pas être extraits par des méthodes classiques.
Des méthodes d'extraction spécifiques à ce type de brut se sont donc développées. L'une adaptée aux gisements de surface ou peu profonds, dite méthode d'extraction minière, consiste à mélanger du sable au brut à extraire et à extraire le mélange de sable et de brut de manière mécanique. Ce mélange est alors lavé, séparé et les coupes les plus légères sont ensuite valorisées. Pour les gisements plus profonds, cette méthode est inadaptée et il est nécessaire d'assister la production sur site afin de les rendre mobiles, c'est-à-dire diminuer leur viscosité pour rendre leur extraction possible.
Afin de diminuer la viscosité, le sol est réchauffé par injection de vapeur et le brut ainsi rendu mobile peut être extrait. Ces méthodes dites de production assistée par injection de vapeur (ou selon la terminologie anglo-saxonne "steam assisted gravity drainage (SAGD) ») ou de production assistée par injection cyclique de vapeur (ou selon la terminologie anglo-saxonne "cyclic steam stimulation (CSS)") ont été décrites dans US 4 344 485, US 4 850 429 et US 5 318 124. Ces méthodes bien que largement répandues, présentent l'inconvénient majeur de consommer des quantités très importantes de gaz naturel requis pour produire de la vapeur d'eau injectée. Leur rentabilité est donc fortement dépendante du prix du gaz naturel.
Par ailleurs, les bruts ainsi extraits sont fortement chargés en asphaltènes et hétéroatomes (S, N, O, V, Ni, ...)• Hs doivent donc être traités pour donner des bruts de synthèse de qualité satisfaisante, c'est-à-dire présentant une viscosité et une densité permettant leur transport par pipeline, et une faible teneur en soufre et autres hétéroatomes. Les étapes de valorisation sont elles aussi très consommatrices de gaz naturel, qui est notamment nécessaire à la production d'hydrogène par vaporeformage de gaz naturel ou méthane (steam méthane reforming selon la terminologie anglo-saxonne).
Afin de minimiser cette dépendance vis-à-vis du gaz naturel, il a été proposé dans le brevet US 4 399 314 une méthode dans laquelle un bitume provenant d'un sable bitumeux subit une hydroconversion, le résidu d'hydroconversion est gazéifié avec de l'oxygène afin de produire un gaz de synthèse à partir duquel de l'hydrogène est produit pour l'étape d'hydroconversion.
Le brevet US 6 357 526 propose d'effectuer un désasphaltage pour récupérer un brut désasphalté qui constitue le brut de synthèse et l'asphalte est brûlé pour générer de la vapeur d'eau qui est utilisée dans le procédé d'extraction SAGD. Cependant, le brut de synthèse obtenu n'est pas de bonne qualité, car il contient encore beaucoup de contaminants tels que le soufre, l'azote et les métaux. II existe donc un réel besoin en un procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut extra-lourd ou bitumeux qui permette l'obtention d'un brut de synthèse de qualité et dont la dépendance vis-à-vis du prix du gaz naturel soit diminuée, voire annulée.
Dans le brevet FR 2 887 557, il est proposé un enchaînement de procédés intégrant les étapes d'extraction et de traitement, la combustion et/ou gazéification du résidu de conversion permettant de générer de l'énergie sous forme de vapeur ou d'électricité et/ou de l'hydrogène, la vapeur d'eau étant alors utilisée pour l'extraction et l'hydrogène pour le traitement en effectuant les étapes décrites ci-dessous.
Ce procédé permet d'éviter l'utilisation du gaz naturel, mais impose la combustion et la gazéification du résidu. La combustion de résidu pétrolier par les méthodes connues classiquement s'effectue par contact direct avec l'air. Il en résulte des émissions de CO2 conséquentes puisque les fumées contiennent généralement de l'ordre de 10 à 15% (en volume) de CO2 dilué dans l'azote de l'air. Il est également possible d'utiliser les nouvelles techniques d'oxycombustion pour brûler le résidu. L'oxycombustion permet en effet de produire des fumées riches en CO2 (à une teneur supérieure à 90% en volume) en ne contactant le résidu qu'avec de l'oxygène séparé au préalable de l'air dans une ASU (unité de séparation d'air) ou Air Séparation Unit en anglais. Le captage du CO2 est alors facilité. La compression des fumées permet alors d'envisager directement une réinjection des fumées dans un site de stockage. Malheureusement, l'ASU nécessite un très gros investissement (supérieur à 100 Millions d'euros pour une unité de 350 t/h d'O2) et une consommation énergétique importante. De ce fait, il en résulte une baisse de l'efficacité du cycle de combustion qui passe de typiquement 47 à 50% pour une centrale de combustion classique à l'air à 39 à 42% pour une unité opérant en oxycombustion à cause de la consommation énergétique induite par l'unité de séparation d'air. La gazéification du résidu nécessite elle aussi l'utilisation d'une unité de séparation d'air (ASU) pour introduire l'oxygène purifié. Les mêmes avantages et inconvénients en découlent: il est possible de capter le CO2 facilement dans des fumées exemptes d'azote. Cependant, la consommation énergétique induite par la séparation de l'air est importante.
La combustion directe de résidu en contactant un oxyde métallique avec l'hydrocarbure dans un cycle de boucle chimique (Chemical Looping Combustion) est décrite dans la demande de brevet FR 08/02.450.
Il est alors possible de produire directement des fumées de combustion contenant plus de 90% en volume de CO2 sans affecter l'efficacité du cycle de combustion qui reste voisine de 47 à 50%. En effet, l'oxygène provient directement de l'oxyde- métallique qui circule en continu entre une zone de combustion de l'hydrocarbure et une zone de réduction avec contact avec de l'air dans lequel le métal réduit à l'issue de la combustion est réoxydé. Dans la zone de combustion, les fumées contiennent essentiellement du CO2 puisqu'il n'est pas nécessaire d'utiliser de l'air. Dans la zone de réduction, les effluents gazeux sont constitués d'air appauvri exempt de l'oxygène capté par les oxydes métalliques. La circulation entre les deux zones s'effectue grâce aux techniques classiques de mise en oeuvre en lit fluidisé. Afin d'effectuer une combustion satisfaisante, il est souhaitable d'opérer les zones de combustion et d'oxydation à des températures comprises entre 800 et 1100°, préférentiellement entre 900 et 10000C. II est également possible de produire un mélange (CO, H2) et donc de l'hydrogène en limitant la circulation d'oxydes métalliques entre les deux enceintes et en introduisant de la vapeur dans la zone de combustion. Il est donc possible grâce à un . cycle de boucle chimique de produire de l'énergie sans baisser significativement l'efficacité énergétique de la combustion tout en ayant des fumées contenant au moins 90% volume de CO2, ou de produire du gaz de synthèse, là encore avec une efficacité énergétique améliorée.
Nous avons découvert que la combustion en boucle chimique pouvait avantageusement être utilisée pour valoriser le résidu non converti d'un procédé de récupération assistée des bruts lourds et améliorer le rendement énergétique du procédé, tout en permettant le captage du CO2 émis. Description de l'invention Obiets de l'invention
L'invention concerne un procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, Comprenant une étape de combustion et/ou gazéification du résidu de conversion en présence d'oxyde métallique d'ans au moins un cycle de boucle chimique produisant des fumées riches en CO2 (c'est-à-dire à des teneurs supérieures à 90%), permettant de faciliter le captage du CO2 émis.
Résumé de l'invention
L'invention concerne un procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, comprenant: a) l'extraction du brut lourd par une technologie mettant en œuvre de la vapeur d'eau; b) la séparation du brut extrait et de l'eau; c) la séparation du brut en au moins une coupe légère et une coupe lourde; d) la conversion de la coupe lourde de séparation en un produit plus léger, dit produit converti, et un résidu; e) éventuellement, l'hydrotraitement partiel ou total du produit converti et/ou de la (ou des) coupe(s) légère(s) obtenue(s) lors de la séparation c), f) la combustion et/ou gazéification en présence d'oxyde métallique dans au moins un cycle de boucle chimique du résidu de conversion produisant des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 90% permettant le captage du CO2 ; le produit converti et la (ou les) coupe(s) légère(s) de séparation, ayant éventuellement été soumis à un hydrotraitement e), constituant le brut de synthèse ladite combustion en boucle- chimique permettant la génération, de vapeur d'eau et/ou d'électricité, et ladite gazéification en boucle chimique permettant la génération d'hydrogène ; la vapeur d'eau et/ou l'électricité ainsi générées étant utilisées pour l'extraction a), et/ou l'électricité et/ou l'hydrogène ainsi générés étant utilisés pour la conversion d) et/ou l'hydrotraitement e).
De préférence, le cycle de boucle chimique produit des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 95%.
De manière préférée, le taux de captage du CO2 dans la boucle chimique (correspondant au pourcentage de CO2 émis par la combustion en boucle chimique de l'étape (f) qui sort sous forme de fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 90%) est au moins égal à 90%.
La conversion d) peut être effectuée par cokéfaction, viscoréduction, ou hydroconversion catalytique.
Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer au moins 50% de la quantité de vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut également être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et la totalité de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l 'hydrotraitement e).
Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut dans ce cas être également ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a), la totalité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et la totalité de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e).
Dans un mode de réalisation, on réalise une gazéification du résidu à l'étape f) et le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer au moins 50% de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et éventuellement au moins une partie de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la' conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e).
Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut alors être ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
La conversion d) peut comprendre une conversion thermique ou une conversion catalytique.
Dans un mode de réalisation, la conversion thermique est une cokéfaction ou une viscoréduction ou une hydroviscoréduction. Dans un autre mode de réalisation, la conversion catalytique est une hydroconversion catalytique.
L'extraction a) peut être faite selon un procédé de production assistée par injection continue de vapeur ou SAGD (steam assisted gravity drainage) ou un procédé de production assistée par injection cyclique de vapeur ou CSS (cyclic steam stimulation).
De préférence, le brut lourd a une viscosité supérieure à 100 CPo et une densité inférieure à 20°ÀPI, de manière plus préférée une viscosité supérieure à 1000 CPo et une densité inférieure à 150API, et de manière encore plus préférée une viscosité supérieure à 10000 CPo et une densité inférieure à 120API.
De manière préférée, le brut de synthèse obtenu présente une densité d'au plus 0,94 dans les conditions standards et d'au moins 190API, la viscosité étant inférieure à 350 est à 4°C.
Description détaillée de l'invention
L'invention propose l'intégration d'une ou plusieurs boucles chimiques dans un schéma de production et de valorisation d'huiles lourdes pour maximiser l'efficacité énergétique de l'ensemble tout en produisant des fumées contenant au moins 90% volume de CO2 pour le captage et le stockage ultérieur du CO2.
De préférence, le taux de captage du CO2 dans la boucle chimique, qui correspond au pourcentage de CO2 émis par la combustion en boucle chimique sortant sous forme de fumées concentrées en CO2 (c'est-à-dire ayant une teneur en CO2 supérieure à 90%, de manière encore plus préférée supérieure à 95%) est supérieur à 90%.
Du fait de la combustion du résidu de conversion par boucle chimique, de l'énergie sous forme de vapeur d'eau ou d'électricité est générée dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie aux besoins de la phase d'extraction et/ou également de la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement, et du fait de la gazéification, de l'hydrogène est généré également par la boucle chimique dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie à la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement.
Il y a donc avantageusement deux unités de boucle chimique, l'une dédiée à la combustion du résidu, l'autre dédiée à la production de gaz de synthèse (CO+H2) ou d'hydrogène. Ces deux unités peuvent éventuellement être intégrées l'une avec l'autre.
La combustion en boucle chimique La combustion par boucle chimique consiste à mettre en contact une charge hydrocarbonée avec un oxyde métallique à haute température afin d'en effectuer la combustion et/ou la gazéification. L'oxyde métallique cède alors une partie de l'oxygène qu'il renferme, qui participe à la combustion des hydrocarbures. A l'issue de cette combustion, les fumées contiennent majoritairement des oxydes de carbone, de l'eau et éventuellement de l'hydrogène. En effet, il n'est pas nécessaire de mettre en contact l'air avec l'hydrocarbure et les fumées sont donc majoritairement composées des gaz de combustion et éventuellement d'un gaz de dilution servant au transport et à la fluidisation des particules (par exemple de la vapeur d'eau). Il est donc possible ainsi de produire des fumées exemptes majoritairement d'azote et contenant des teneurs en CO2 élevées (supérieures à 90% en volume) permettant d'envisager le captage, puis le stockage de CO2. L'oxyde métallique ayant participé à Ia combustion est ensuite transporté vers une autre enceinte réactionnelle où il est mis en contact avec de l'air pour être réoxydé. Si les particules revenant de la zone de combustion sont exemptes de combustible, les gaz issus de cette zone réactionnelle sont majoritairement exempts de CO2 -qui n'est alors présent qu'à l'état de traces, par exemple à des concentrations inférieures à 1 à 2% en volume- et consistent essentiellement en de l'air appauvri en oxygène, suite à l'oxydation des particules métalliques. Les oxydes métalliques utilisables pour réaliser la combustion par boucle chimique sont généralement des oxydes du Fe, Ti, Ni, Cu, Mg, Mn, Co, V, utilisés seuls ou en mélange. Ces métaux peuvent être sous la forme de minerais naturels (ilménite) ou déposés sur un support synthétique où sur un catalyseur usagé. De préférence, ces solides sont conditionnés sous la forme de poudre, de diamètre de Sauter compris préférentiellement entre 30 et 500 microns, de manière préférée entre 50 et 300 microns, et de masse volumique de grain comprise entre 1400 et 8000 kg/m3, préférentiellement entre 1400 et 5000 kg/m3.
Les charges utilisables pour la combustion en boucle chimique sont d'une manière générale les hydrocarbures (gaz naturel, charges pétrolières liquides, préférentiellement les résidus pétroliers caractérisés par le fait que moins de 10% de ces résidus bouillent dans les conditions atmosphériques au delà de 350°, ou encore des résidus de conversion, généralement issus des procédés d'hydroconversion ou les asphaltes, résidus du procédé de désasphaltage, ou le coke issu des procédés de cokéfaction.
Le contact entre la charge hydrocarbonée et l'oxyde métallique nécessite un temps de séjour de celui-ci compris entre 10 secondes et 10 minutes en fonction de la température qui peut varier de 800 à 12000C, préférentiellement entre 1 minute et 5 minutes.
Le temps de contact entre l'air et l'oxyde métallique pour assurer une oxydation optimale est compris entre 10 secondes et 10 minutes en fonction de la température qui peut varier de 800 à 12000C, préférentiellement entre 1 minute et 5 minutes.
Le ratio massique entre la charge hydrocarbonée à brûler et l'oxyde métallique circulant est comprise entre 5 et 500, préférentiellement entre 20 et 200 et dépend de l'oxyde utilisé dans la boucle chimique. La mise en oeuvre d'un procédé de combustion par boucle chimique requiert des quantités d'oxydes métalliques importantes au contact du combustible. Ces oxydes métalliques sont généralement soit contenus dans des particules de minerai, soit dans des particules résultant de traitements industriels (résidus de l'industrie sidérurgique ou minière, catalyseurs de l'industrie chimique ou du raffinage usagés). On peut également utiliser des matériaux synthétiques tels que par exemple des supports d'alumine ou de silice alumine sur lesquels on aura déposé des métaux qui peuvent être oxydés (oxyde de nickel par exemple). D'un oxyde métallique à l'autre, la quantité d'oxygène théoriquement disponible varie considérablement et peut atteindre des valeurs élevées voisines de 30%. Selon les matériaux cependant, la capacité maximale d'oxygène réellement disponible n'excède en général pas plus de 20% de l'oxygène présent. La capacité de ces matériaux à céder de l'oxygène n'excède donc au global pas plus de quelques pourcents en poids des particules et varie considérablement d'un oxyde à un autre, généralement de 0,1 à 10%, et souvent entre 0,3 à 1% poids. La mise en oeuvre en lit fluidisé est de ce fait particulièrement avantageuse pour conduire la combustion. En effet, les particules d'oxydes finement divisées circulent plus facilement dans les enceintes réactionnelles de combustion et d'oxydation, et entre ces enceintes, si l'on confère aux particules les propriétés d'un fluide (fluidisation).
La combustion par boucle chimique permet de produire de l'énergie, sous la forme de vapeur ou d'électricité par exemple. La chaleur de combustion de la charge est similaire à celle rencontrée dans la combustion classique. Celle-ci correspond à la somme des chaleurs de combustion et d'oxydation dans la boucle chimique. La répartition entre les chaleurs de combustion et d'oxydation dépend fortement des oxydes métalliques utilisés pour conduire la combustion par boucle chimique. Dans certains cas, l'exothermicité est répartie entre l'oxydation et la réduction du métal. Dans d'autres cas, l'oxydation est fortement exothermique et la réduction est endothermique. Dans tous les cas, la somme des chaleurs d'oxydation et de réduction est égale à Ia chaleur de combustion du combustible. La chaleur est extraite par des échangeurs situés à l'intérieur, en paroi ou en appendice des enceintes de combustion et/ou d'oxydation, sur les lignes de fumées, ou sur les lignes de transfert d'oxydes métalliques.
Procédé optimisé de récupération assistée des bruts lourds
Dans le procédé optimisé selon l'invention comprenant au moins un cycle de boucle chimique tel que décrit précédemment, de l'énergie sous forme de vapeur d'eau ou d'électricité est générée dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie aux besoins de la phase d'extraction et/ou également de la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement, et de l'hydrogène est généré également par boucle chimique dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie à la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement.
De manière avantageuse, une unité de boucle chimique est dédiée à la combustion du résidu, l'autre est dédiée à la production de gaz de synthèse (CO+H2), qui peut ensuite servir de base à la formation d'hydrogène, ces deux unités étant éventuellement intégrées l'une avec l'autre.
Le procédé conforme à l'invention permet donc d'éviter l'utilisation de gaz naturel classiquement utilisé pour la génération de vapeur d'eau et d'hydrogène, d'utiliser le résidu de conversion pour produire l'énergie requise à la production de brut avec une efficacité énergétique similaire à celle qu'on aurait dans un procédé classique de combustion à l'air, mais en produisant des fumées de combustion contenant au moins 90% volume de CO2 et d'utiliser le résidu de conversion pour produire également un gaz de synthèse et de l'hydrogène sans utiliser d'unité de séparation d'air.
Le procédé permet donc, à partir d'un brut lourd, de produire un brut utilisable dans les raffineries pour produire les carburants, tout en rendant possible le captage du CO2 résultant des besoins en énergie de la production. Le fait d'utiliser le résidu de conversion pour produire de la vapeur d'eau et/ou de l'hydrogène et/ou de l'électricité peut également se traduire par une économie substantielle de l'investissement nécessaire aux installations de conversion. En effet, les capacités des installations de conversion peuvent être limitées d'une part du fait que le résidu de séparation peut également être utilisé pour générer de la vapeur d'eau et/ou de l'électricité et/ou de l'hydrogène, et d'autre part du fait que le niveau de conversion requis peut être limité, les conditions opératoires de la conversion pouvant alors être moins sévères (notamment, réduction du temps de séjour).
Ainsi, selon un mode de réalisation avantageux, du procédé de l'invention, le taux de conversion de la conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification f) permettent de générer au moins 50% de la quantité de vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), de préférence la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), plus préférentiellement encore la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et au moins 50%, de préférence 100% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), et toujours plus préférentiellement, la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a), la totalité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e).
Dans un autre mode de réalisation, on réalise une gazéification du résidu à l'étape f) et le taux de conversion de la conversion d) est ajusté pour que la gazéification permette de générer au moins 50% de la quantité d'hydrogène, et de préférence la totalité de l'hydrogène, nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), et au moins une partie de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e). Dans la présente invention, le « taux de conversion brut » est défini comme étant le rapport massique de :
» la différence entre la charge entrant dans l'étape de valorisation et le résidu obtenu ; " sur la charge entrant.
Le « taux de conversion en T540 + * est défini comme le rapport de :
- la différence entre la quantité de produit de point d'ébullition supérieur ou égal à 5400C entrant dans le réacteur et la • quantité de produit de point d'ébullition supérieur ou égal à
5400C sortant du réacteur ; " sur la quantité de produit de point d'ébullition supérieur à
5400C entrant dans le réacteur, les quantités étant exprimées en masse.
Dans le procédé selon l'invention, l'extraction a) est de préférence réalisée selon une technologie de production assistée par injection continue de vapeur ou SAGD (steam assisted gravity drainage) ou une technologie de production assistée par injection cyclique de vapeur ou CSS (cyclic steam stimulation), c'est-à-dire par des technologies nécessitant de très grandes quantités de vapeur d'eau et donc d'énergie.
Dans Ie procédé conforme à l'invention, Ia séparation c) met en oeuvre au moins un procédé de séparation physique tel que Ia distillation ou l'extraction par solvant.
La distillation peut être une distillation à pression atmosphérique ou bien une distillation à pression atmosphérique suivie d'une distillation sous vide. La distillation atmosphérique peut également être suivie d'un désasphaltage, c'est- à-dire d'une séparation par extraction de solvant.
La fraction lourde résultant de ces opérations de séparation qui contient des asphaltènes est ensuite valorisée pour donner des produits plus légers. La conversion d) peut être thermique (cokéfaction, viscoréduction) ou catalytique (hydroconversion catalytique).
Cokéfaction
De façon avantageuse, dans le procédé conforme à l'invention, une cokéfaction est mise en œuvre sur la fraction lourde d'un résidu sous vide. Les conditions de cokéfaction sont les suivantes : la température en sortie du four est supérieure à 4600C, de préférence de 4800C à 5100C, la pression absolue dans le four est inférieure à 5 bar, de préférence de 1 à 3 bar, le taux de recyclage, c'est-à-dire la fraction de flux ayant subi la cokéfaction (flux 45 sur la figure 3) retournant dans le four de cokéfaction après fractionnement est inférieur à 20%, de préférence inférieur à 10%. Ces conditions de fonctionnement pourront être dégradées afin de produire un peu plus de coke si nécessaire pour la production de la vapeur pour l'extraction SAGD ou d'hydrogène.
La production de coke correspond à 20% à 35% de la charge entrant dans l'unité de cokéfaction selon la nature de la charge et les conditions opératoires, ce qui correspond à un taux de conversion brut de la cokéfaction de 65 à 80%. Si ce taux de conversion brut est insuffisant pour assurer la totalité des besoins en vapeur d'eau et hydrogène et/ou électricité, une coupe, de préférence une coupe lourde issue du coker peut également être utilisée pour compléter la quantité de combustible.
Viscoréduction
Cette unité de conversion thermique peut également être une unité de viscoréduction. La viscoréduction peut également être réalisée en présence d'hydrogène afin de favoriser la stabilité des produits. On parle alors d'hydroviscoréduction. Des conversions T540+ de 25% à 45% pourront être obtenues. Cette unité comprend au moins une section de four de craquage et une section de fractionnement des produits craqués. De manière préférée elle comprend également une section de maturation. La charge entrant dans l'unité de viscoréduction, qui peut être un résidu atmosphérique ou un résidu sous vide, passé dans la section four de craquage afin de porter les hydrocarbures à une température comprise entre 4300C et 5100C, de préférence entre 4700C et 5000C. En présence de la section de maturation, cette température en sortie de four peut être abaissée et est comprise entre 4400C et 4700C .
Hydroconversion catalytique
Selon un autre mode de réalisation avantageux du procédé de l'invention, la conversion catalytique est une hydroconversion catalytique.
Le procédé de conversion catalytique peut être un procédé d'hydroconversion en lit bouillonnant ou en slurry. La charge peut être un résidu atmosphérique ou un résidu sous vide. Le taux de conversion T540+ de ce type de procédé peut aller de 20% à 95%. Ce procédé d'hydroconversion est de manière préférée constitué d'au moins une section de four pour préchauffer la charge et l'hydrogène, une section réactionnelle dans laquelle la conversion est réalisée et une section de fractionnement dans laquelle Peffluent de la section réactionnelle est séparé en différentes coupes.
Les conditions opératoires de la section réactionnelle de conversion catalytique sont en général une pression totale de 10 à 500 bars, de préférence de 60 à 200 bars; une pression partielle d'hydrogène de 10 à 500 bars, de préférence de 60 à 200 bars; une température de 3000C à 6000C , de préférence 3800C à 4500C; et un temps de séjour allant de 5 min à 2Oh, de préférence de 1 h à - 10 h.
De préférence, la section réactionnelle est constituée d'au moins une enceinte réactionnelle dans laquelle une phase gazeuse, une phase liquide et une phase solide sont mises en contact. La phase gazeuse contient en part variable au moins de l'hydrogène et des hydrocarbures vaporisés dans les conditions du procédé. La phase liquide est constituée des hydrocarbures non vaporisés. La phase solide contenue dans le réacteur a de préférence une action catalytique dans les conditions de la réaction. Le solide se trouve de préférence au sein de la phase liquide.
Dans le mode de réalisation en lit bouillonnant, le procédé met en œuvre un catalyseur supporté et contenant au moins un élément métallique. Le catalyseur reste dans le réacteur et est ajouté ou soutiré indépendamment de la charge.
Dans le mode de réalisation en réacteur slurry, le catalyseur est généralement introduit en continu avec la charge fraîche dans le réacteur et est constitué d'éléments solubles contenant un ou plusieurs métaux pouvant être sulfurés dans les conditions du procédé.
La sulfuration des métaux provoque la précipitation du métal qui séjourne dans le réacteur sous forme de particules fines et dispersées entraînables par le liquide hors de la zone réactionnelle. De manière très préférée, les particules solides de catalyseur contiennent du molybdène.
Dans le cas où le procédé de conversion met en œuvre des particules en mode slurry, la combustion et la gazéification des résidus sont prévues afin de permettre la récupération des métaux du catalyseur dans les cendres ou les fumées. En effet, le catalyseur utilisé dans les hydroconversions en réacteur slurry se retrouve concentré après séparation des effluents dans lesdits résidus.
Le taux de conversion T 54O+ de ce type de procédé peut aller de 20% à 95%.
Selon un mode de réalisation avantageux du procédé de l'invention, le taux de conversion en 540°C+ de l'hydroconversion catalytique est de 65% à
85%, la combustion en boucle chimique du résidu peut alors permettre de produire la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou l'hydrogène utilisé pour la valorisation d) et éventuellement l'hydrotraitement e). Si le taux de conversion est de 50% à 70%, alors à la fois la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et l'hydrogène utilisé pour la valorisation d) pourront être produits.
Suite à la conversion d), les fraction converties obtenues et/ou les fractions légères issues de la séparation c) peuvent être hyd retraitées dans une étape e), c'est-à-dire enrichies en hydrogène en présence de catalyseurs, afin de les stabiliser et de retirer une partie des hétéroatomes. Cette opération d'hydrotraitement e) est consommatrice d'hydrogène. Bruts pouvant être valorisés par le procédé selon l'invention
Le procédé conforme à l'invention est destiné à l'extraction et la valorisation de fractions hydrocarbonées de type brut extra-lourd, c'est-à-dire ayant une viscosité supérieure à 100CPo et une densité inférieure à 200API, de préférence une viscosité supérieure à 1000 CPo et une densité inférieure à 150API, et plus préférentiellement une viscosité supérieure à 10000 CPo et une densité inférieure à 12°API.
Ce procédé est ainsi particulièrement adapté à des bruts lourds tels que ceux de type Athabasca, Zuata, Cerroπegro, Morichal.
Le brut de synthèse obtenu à l'issue du procédé de l'invention a une viscosité et une densité telles qu'il peut être transporté par pipeline, la densité étant au plus de 0,94 dans les conditions standards et d'au moins 19°API, et la viscosité étant de moins de 350 est à 4°C. Par ailleurs il présente des teneurs réduites en hétéroatomes et métaux.
Liste des figures
Le procédé de l'invention est illustré à titre non limitatif par les figures 1 à 3 sur'lesquelles,
La figure 1 est un diagramme schématisant l'enchaînement des différentes étapes du procédé intégré de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd ; " La figure 2 est un diagramme schématisant l'étape de traitement qui comprend la séparation c), la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e) avec production d'énergie par combustion avec la boucle chimique d'au moins une partie du résidu non converti
" La figure 3 est un diagramme schématisant l'étape de traitement qui comprend la séparation c), la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e) avec production d'énergie par combustion avec la boucle chimique d'au moins une partie du résidu non converti et production d'hydrogène avec la boucle chimique en utilisant également une partie du résidu non converti.
La figure 1 représente l'ensemble des unités d'extraction et de valorisation d'un brut lourd. Le cartouche (2) représente la zone d'extraction qui se fait à l'aide de vapeur d'eau injectée par une ligne (3). L'injection de vapeur d'eau par la ligne (3) dans la zone d'extraction (2) produit selon le procédé SAGD ou CSS un mélange d'eau et de brut qui sort par une ligne (1) pour être introduit dans une zone de séparation (4). Le brut ainsi isolé est transféré par une ligne (5) dans la zone de traitement (6), l'eau sort par une ligne (7) pour être recyclée dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) où elle est traitée puis vaporisée après apport éventuel d'eau et recyclée dans la zone d'extraction (2).
Dans la zone de traitement (6), le brut est traité par (i) séparation, (ii) hydroconversion et (iii) éventuellement hydrotraitement, permettant ainsi l'obtention d'une part du brut de synthèse, qui est acheminé par une ligne (9) vers d'autres zones d'exploitation par pipeline, et d'un résidu non valorisable qui sort par une ligne (10) et qui va être brûlé pour générer de la vapeur d'eau dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) et/ou qui va être gazéifié pour générer de l'hydrogène dans la zone de gazéification (11). Cette génération de vapeur d'eau et d'hydrogène se fait ou bien par combustion en boucle chimique ou gazéification en boucle chimique du résidu sortant par la ligne (10) ou bien par combustion en boucle chimique ou gazéification en boucle chimique du résidu sortant par la ligne (10) et apport de gaz naturel par une ligne (12). Dans le cas de l'apport de gaz naturel, l'hydrogène pourra être produit soit par un procédé classique (Steam Reforming), soit par utilisation de procédé utilisant la combustion partielle en boucle chimique. Ces procédés de génération d'hydrogène seront complétés par des sections de séparation / purification du gaz hydrogéné produit pour satisfaire aux besoins des procédés de valorisation des bruts dans la zone de traitement (6).
Le gaz naturel pourra en effet être avantageusement utilisé pour démarrer les installations de production pendant les phases transitoires. Il faut noter que Ia combustion ou la gazéification par boucle chimique du gaz naturel permet également de produire des fumées de combustion exemptes d'azote qui contiennent après condensation de la vapeur d'eau plus de 90% volume de CO2.
La vapeur générée par combustion en boucle chimique dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) est envoyée via une ligne (3) vers la zone d'extraction (2). L'hydrogène produit est envoyé par une ligne (13) vers la zone de traitement (6) . Le dioxyde de carbone formé dans la zone de traitement (6), dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) et dans la zone de formation d'hydrogène (11) peut ensuite être comprimé et envoyé vers un site de stockage (réinjection dans un aquifère salin ou dans un gisement de brut déjà exploité par exemple).
Le dioxyde de carbone formé dans la zone de traitement (6), dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) et dans la zone de formation d'hydrogène (11) est envoyé via respectivement les lignes (14), (15), (16) vers une zone (17) de récupération de dioxyde de carbone contenant par exemple une zone d'absorption/désorption sélective de CO2 aux aminés, puis une section de stockage de CO2.
La zone de traitement (6) va être décrite plus en détail à l'aide de la figure 2. Le brut lourd issu de la production par SAGD ou CSS alimente par une ligne (5) une unité de séparation (18). Au moins une fraction légère est envoyée par une ligne (19) sortant en tête de cette unité de séparation (18) vers une unité d'hydrotraitement (20) et en fond de colonne (21) est récupérée la fraction lourde. Une partie de la (ou des) fraction(s) légère(s) peut éventuellement être envoyée vers la zone de séparation (4) et être mélangée au brut pour faciliter son transport en amont de la séparation. L'unité de séparation (18) peut être une colonne de distillation atmosphérique, la (ou les) fraction(s) légère(s) est (ou sont) alors appelée(s) résidu atmosphérique (RAT). Elle peut également être constituée d'une colonne de distillation atmosphérique et d'une colonne de distillation sous vide. Dans ce cas, la fraction lourde issue de la colonne de distillation atmosphérique alimente la colonne de distillation sous vide (non- représentée), la fraction lourde obtenue est appelée résidu sous vide (RSV).
L'unité de séparation (18) peut encore être constituée d'une colonne de distillation atmosphérique suivie d'une unité de désasphaltage. Dans ce cas, les distillats atmosphériques sont récupérés en tête de colonne de distillation via la ligne (19) et envoyés vers l'unité d'hydrotraitement (20), et la fraction lourde de distillation atmosphérique alimente l'unité de désasphaltage (non-représentée). Le résidu de désasphaltage, appelé asphalte, alimente alors la ligne (21) décrite sur la figure 2. L'huile désasphaltée (DAO) alimente la ligne (22) sur la figure 2.
Les- fractions légères, ou distillats atmosphériques, sont constituées essentiellement de naphta, kérosène, gasoil.
La fraction lourde issue de la séparation sort par la ligne (21) et est traitée dans l'unité de conversion des coupes lourdes (24). Cette unité peut être une unité de conversion thermique. Lorsque cette conversion nécessite un apport d'hydrogène (conversion catalytique), l'hydrogène peut être amené par la ligne (25).
Cette conversion dans l'unité de conversion des coupes lourdes (24) conduit à produire différentes fractions allant de coupes légères à des fractions dites résidus lourds. Le flux arrivant par la ligne (26) représente la fraction légère contenant essentiellement les produits de type naphta, kérosène et gasoil issus du procédé de conversion (24). Le flux arrivant par la ligne (27) contient une fraction plus lourde représentant le distillât sous vide et le flux arrivant par la ligne (28) contient le résidu issu de l'unité de conversion (24). . Les coupes naphta, kérosène, gasoil des flux arrivant par les lignes (19) et
(26) sont mélangées et peuvent alimenter l'unité d'hydrotraitement (20) qui permet d'améliorer la qualité de ces coupes en réduisant la teneur en soufre et en azote tout en stabilisant ces produits. Le flux arrivant par la ligne (29) représente la coupe naphta, kérosène et gasoil hydrotraitée issue de l'unité d'hydrotraitement (20).
La coupe distillât sous vide issu par une ligne (27) de l'unité de conversion (24) et éventuellement le distillât sous vide sortant par une ligne (22), (qui existe lorsque la section de séparation comprend une distillation sous vide), 29
22
alimentent l'unité d'hydrotraitement poussé (23) afin de subir un hydrotraitement poussé et réduire la teneur en hétéroatomes tels que le soufre et l'azote. Le flux de la ligne (30) représente la coupe distillât sous vide après hydrotraitement dans l'unité d'hydrotraitement poussé (23). Les flux issus des lignes (29) et (30) sont mélangés dans la zone de constitution du brut de. synthèse (31).
La vapeur de la ligne (32), l'électricité (33) et l'hydrogène de la ligne (25) peuvent être produits à partir du gaz naturel arrivant par une ligne (35). La vapeur et éventuellement l'électricité sont produites dans une installation de combustion par boucle chimique (46) effectuant la combustion du résidu issu de l'unité de conversion (24) par une ligne (28). L'hydrogène est produit par une unité de Steam Méthane Reforming (45) alimentée en gaz naturel par une ligne (35).
La figure 3 représente une variante de la figure 2 dans laquelle on s'affranchit de tout ou partie du gaz naturel nécessaire pour la production d'hydrogène en ajustant le niveau de conversion de l'unité de conversion (24) pour produire suffisamment de résidu par une ligne (28) afin de produire par une ligne (25) tout ou partie de l'hydrogène nécessaire aux hydrotraitements, dans l'unité de gazéification en boucle chimique (47), du résidu de conversion arrivant par la ligne (28), le reste de l'hydrogène produit pouvant provenir d'une unité de Steam Méthane Reforming (45) alimentée par une ligne de gaz naturel (35). Sur la figure 3, la vapeur (32) et éventuellement l'électricité sont produites dans une installation de combustion par boucle chimique (46) effectuant la combustion du résidu de la ligne (28).
La vapeur de la ligne (32) est produite par combustion dans la zone de combustion en boucle chimique (46) ou par gazéification du résidu dans la zone de gazéification en boucle chimique (47). La vapeur générée pourra en partie alimenter une turbine afin de produire l'électricité sortant par la ligne (33), ou le gaz de synthèse produit par gazéification pourra en partie alimenter une turbine à gaz afin de produire l'électricité sortant par la ligne (33). L'hydrogène (25) peut être produit par gazéification en boucle chimique du résidu issu de la ligne (28). Une part du gaz de synthèse produit peut alors alimenter une turbine à gaz afin de produire l'électricité sortant par la ligne (33).
L'hydrogène produit alimente alors les unités d'hydrotraitement (20) et (23) et éventuellement l'unité de conversion (24) si nécessaire via la ligne (25).
La vapeur d'eau générée est envoyée vers le gisement pétrolier où elle permettra le réchauffement du brut et ainsi la diminution de sa viscosité.
L'unité de conversion (24) peut être soit une unité de conversion thermique (par exemple par cokéfaction retardée, cokéfaction en lit fluidisé, viscoréduction ou hydroviscoréduction...). Elle peut également être une unité de conversion catalytique (par exemple hydroconversion catalytique des résidus en lit fixe, en lit mobile, en lit bouillonnant ou en réacteur slurry entraîné).
L'invention va être décrite plus en détails à l'aide des exemples et exemple comparatif donnés ci-après à titre d'illustration et qui ne sont pas limitatifs.
EXEMPLES
Exemple 1: combustion standard et production d'hydrogène par steam reformînq Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une distillation atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les caractéristiques données dans le tableau 1 ci-après. Ce résidu atmosphérique subit une hydroconversion. Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la quantité nécessaire de résidu (500°C+) afin d'alimenter une chaudière classique alimentée par du résidu et de l'air pour produire la vapeur nécessaire à la production du brut lourd ou bitumineux. Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant , que le rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de brut, il faudra injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau.
Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de l'hydroconversion doit conduire à disposer de 123 000 kg/h de résidu pour alimenter la chaudière. Le taux de conversion de l'hydroconversion doit donc être de 78%.
Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes : température moyenne : 4210C pression partielle en H2 : 130 bar conversion à T540 : 0,78
L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène obtenu par Steam Méthane Reforming de gaz naturel. 19t/h d'hydrogène sont nécessaires, ce qui correspond à une consommation de 66t/h de gaz naturel.
Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le tableau 2 ci-dessous.
Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant :
% en poids
RAT 100,0
H2 2,69
NH3 0,19
H2S 5,04 C1-C4 5,85
C5-370 47,05
370-500 21,01
50O+ 20,85
Total 102,69
La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de Thydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement, pour donner le brut de synthèse dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 1 ci-après. 009/001229
25
Tableau 1
90 500 BPSD de brut synthétique à 39.2 0API ont été produits avec une consommation de 66 t/h de gaz naturel.
La quantité de CO2 émis par la chaudière est de 387000 kg/h dilués dans des fumées contenant essentiellement de l'azote et de la vapeur d'eau, la concentration volumique de CO2 étant voisine de 14% vol. Les oxydes d'azote et de soufre ont été captés en amont du rejet des fumées de combustion par des procédés classiques bien connus de l'homme du métier.
Exemple 2: oxycombustïon standard et production d'hydrogène par steam reforming
Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une distillation atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les caractéristiques données dans le tableau 2 ci-après. Ce résidu atmosphérique subit une hydroconversion.
Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la quantité nécessaire de résidu (500°C+) afin d'alimenter une chaudière opérant en oxycombustion alimentée par du résidu et de l'oxygène pour produire la vapeur nécessaire à la production du brut lourd ou bitumineux.
Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant que le rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de brut, il faudra injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau.
Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de l'hydroconversion doit conduire à disposer de 147 000 kg/h de résidu pour alimenter la chaudière. En effet, l'efficacité énergétique du système 9 001229
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d'oxycombustion est plus faible que celle d'une chaudière de combustion classique.
Le taux de conversion de l'hydroconversion peut alors être abaissé à 73%. Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes :
~ température moyenne : 417°C ~ pression partielle en H2 : 130 bar ~ conversion à T540 : 0,73
L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène obtenu par Steam Méthane reforming de gaz naturel. 18.3 t/h d'hydrogène sont nécessaires, ce qui correspond à une consommation de 64t/h de gaz naturel.
Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le tableau 2 ci-dessous. Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant :
% en poids
RAT 100,0
H2 2,59
NH3 0,19
H2S 4.98
C5-370 46,20
370-500 20,53
50O+ 22,27
Total 102,69
La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de l'hydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement, pour donner le brut de synthèse dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 2 ci-après. Tableau 2
85200 BPSD de brut synthétique à 39.3 0API ont été produit avec une consommation de 64 t/h de gaz naturel.
La quantité de CO2 émis par la chaudière est de 463000 kg/h concentrés grâce à la mise en oeuvre du procédé d'oxycombustion la concentration volumique de CO2 étant voisine de 95% vol. Les oxydes d'azote et de soufre ont été captés en amont du rejet des fumées de combustion par des procédés classiques bien connus de l'homme du métier
Exemple 3: combustion par boucle chimique et production d'hydroαène par steam reforminq
Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une distillation atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les caractéristiques données dans le tableau 3 ci-après. Ce résidu atmosphérique subit une hydroconversion.
Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la quantité nécessaire de résidu (5000C+) afin d'alimenter une chaudière opérant avec la boucle chimique et alimentée par du résidu. Le matériau utilisé pour opérer la boucle chimique est l'ilménite. La température de la zone de combustion est de 9950C.
Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant que le rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de brut, il faut injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau.
Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de l'hydroconversion doit conduire à disposer de 125000 kg/h de résidu pour 9 001229
28
alimenter la chaudière. En effet, l'efficacité énergétique du système de combustion par boucle chimique est presque aussi bonne que celle d'une chaudière de combustion classique et surtout bien meilleure que celle d'une chaudière fonctionnant en oxycombustion.
Le taux de conversion de l'hydroconversion peut alors être abaissé à 77%. Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes : température moyenne : 417°C pression partielle en H2 : 130 bar conversion à T540 : 0,77
L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène obtenu par Steam Méthane reforming de gaz naturel. 18,7 t/h d'hydrogène sont nécessaires ce qui correspond à une consommation de 65 t/h de gaz naturel. Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le tableau 3 ci-dessous.
Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant : % en poids
RAT 100,0
H2 2,65
NH3 0,19
H2S 5.02
Ci-C4 5,81
C5-370 46,85
370-500 21,01
50O+ 21.01
Total 102,65
La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de rhydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement, pour donner le brut de synthèse dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 2 ci-après. 09 001229
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Tableau 3
90000 BPSD de brut synthétique à 39.2 0API ont été produits avec une consommation de 65 t/h de gaz naturel.
La quantité de CO2 émis par la chaudière est de 394000 kg/h concentrés grâce à la mise en oeuvre du procédé d'oxycombustion, la concentration volumique de CO2 étant voisine de 97% vol. Les oxydes d'azote et de soufre ont été captés en amont du rejet des fumées de combustion par des procédés classiques bien connus de l'homme du métier
La comparaison des trois modes de combustion pour produire l'énergie nécessaire à un procédé de récupération assistée des bruts lourds est donnée dans le tableau 4 :
Tableau 4
La boucle chimique permet de produire des fumées de combustion au moins aussi concentrées en CO2 que l'oxycombustion. En revanche, la boucle chimique permet de produire environ 5000 BPD de plus que l'oxycombustion, c'est-à-dire d'être au même niveau que les procédés de combustion classiques, qui ne permettent en revanche pas de concentrer les fumées en CO2. Cette production améliorée, associée à une concentration importante des fumées en CO2, est liée à l'efficacité pius importante du cycle énergétique mis en oeuvre dans le procédé de combustion en boucle chimique.

Claims

Revendications
1. Procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, comprenant: (a) l'extraction du brut lourd par une technologie mettant en œuvre de la vapeur d'eau;
(b)la séparation du brut extrait et de l'eau; (c) la séparation du brut en au moins une coupe légère et une coupe lourde; (d)la conversion de la coupe lourde de séparation en un produit plus léger, dit produit converti, et un résidu;
(e) éventuellement, l'hydrotraitement partiel ou total du produit converti et/ou de la (ou des) coupe(s) iégère(s) obtenue(s) lors de la séparation c), (f) la combustion et/ou gazéification en présence d'oxyde métallique dans au moins un cycle de boucle chimique du résidu de conversion produisant des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 90% afin de permettre le captage du CO2 ; ladite combustion en boucle chimique permettant la génération, de vapeur d'eau et/ou d'électricité, et ladite gazéification en boucle chimique permettant la génération d'hydrogène ; la vapeur d'eau et/ou l'électricité ainsi générées étant utilisées pour l'extraction a), et/ou l'électricité et/ou l'hydrogène ainsi générés étant utilisés pour la conversion d) et/ou l'hydrotraitement e).
2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel le cycle de boucle chimique produit des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 95%.
3. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le taux de captage du CO2 dans la boucle chimique est au moins égal à 90%.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3 dans lequel la conversion d) est effectuée par cokéfaction, viscoréduction, ou hydroconversion catalytique.
5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer au moins 50% de la quantité de vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
8. Procédé selon la revendication 7 , caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et , la totalité de la quantité, d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a), la totalité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et la totalité de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e).
10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait que l'on réalise une gazéification du résidu à l'étape f) et que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer au moins 50% de I1 hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et éventuellement au moins une partie de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e).
11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer la totalité de I' hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e).
12. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, caractérisé par le fait que la conversion d) comprend une conversion thermique ou une conversion catalytique.
13. Procédé selon la revendication 12, caractérisé par le fait que la conversion thermique est une cokéfaction ou une viscoréduction ou une hydroviscoréduction
14. Procédé selon la revendication 12, caractérisé par le fait que la conversion catalytique est une hydroconversion catalytique.
15. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 14, dans lequel l'extraction a) est faite selon un procédé de production assistée par injection continue de vapeur ou SAGD (steam assisted gravity drainage) ou un procédé de production assistée par injection cyclique de vapeur ou CSS (cyclic steam stimulation).
16. Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé par le fait que le brut lourd à une viscosité supérieure à 100 CPo et une densité inférieure à
2O0API.
17. Procédé selon la revendication 15, caractérisé par le fait que le brut lourd a une viscosité supérieure à 1000 CPo et une densité inférieure à 15°API.
18. Procédé selon la revendication 17, caractérisé par le fait que le brut lourd a une viscosité supérieure à 10000 CPo et une densité inférieure à 12°API.
19. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 18, caractérisé par le fait que le brut de synthèse obtenu présente une densité d'au plus 0,94 dans les conditions standards et d'au moins 190API, la viscosité étant inférieure à 350 est à 4°C.
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