EP4774346A1 - Procede de fabrication d'un carbureacteur a partir de charges d'origine renouvelable - Google Patents

Procede de fabrication d'un carbureacteur a partir de charges d'origine renouvelable

Info

Publication number
EP4774346A1
EP4774346A1 EP24765483.3A EP24765483A EP4774346A1 EP 4774346 A1 EP4774346 A1 EP 4774346A1 EP 24765483 A EP24765483 A EP 24765483A EP 4774346 A1 EP4774346 A1 EP 4774346A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
component
oil
hydrocarbon feedstock
hydrotreatment
origin
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP24765483.3A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Maxime Lacroix
Abdullah AL-AQAR
Valérie ALLEGRE
Estelle PEANO
Marouan NEMRI
Michael Echard
Thierry Cholley
Sophie LOYAN
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
TotalEnergies Onetech SAS
Original Assignee
TotalEnergies Onetech SAS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by TotalEnergies Onetech SAS filed Critical TotalEnergies Onetech SAS
Publication of EP4774346A1 publication Critical patent/EP4774346A1/fr
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42—Catalytic treatment
    • C10G3/44—Catalytic treatment characterised by the catalyst used
    • C10G3/45—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof
    • C10G3/46—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, tungsten metals or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/50—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors or hydrogen generating compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1011—Biomass
    • C10G2300/1014—Biomass of vegetal origin
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1011—Biomass
    • C10G2300/1018—Biomass of animal origin
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048—Middle distillates
    • C10G2300/1051—Kerosene having a boiling range of about 180 - 230 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/304—Pour point, cloud point, cold flow properties
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/08—Jet fuel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

L'invention concerne un procédé de fabrication d'un carburéacteur comprenant au moins les étapes consistant à : a) soumettre une charge hydrocarbonée comprenant un composant hydrocarboné d'origine fossile à une étape d'hydrotraitement et obtenir une charge hydrocarbonée hydrotraitée; b) fractionner la charge hydrocarbonée hydrotraitée obtenue à l'étape a) et récupérer une fraction kérosène en tant que carburéacteur, ladite fraction kérosène présentant un point d'ébullition final inférieur ou égal à 300 °C, le procédé étant caractérisé en ce que la charge hydrocarbonée soumise à l'étape a) d'hydrotraitement comprend en outre un composant d'origine renouvelable comprenant une fraction diesel d'une huile hydrotraitée, le composant d'origine renouvelable représentant au plus 10 % en volume du volume total de la charge hydrocarbonée.

Description

TITRE : PROCEDE DE FABRICATION D’UN CARBUREACTEUR A PARTIR DE CHARGES D’ORIGINE RENOUVELABLE
Domaine technique
La présente invention concerne le domaine technique du raffinage de charges pétrolières d’origine fossile et de charges d’origine biologique, notamment pour la fabrication de carburéacteur. Plus particulièrement, l'invention concerne un procédé pour obtenir un carburéacteur présentant une composante d’origine biologique (ou renouvelable).
Contexte de l'invention
Les carburants conventionnels de type carburéacteur, également appelés « carburant jet », « jet fuel » ou « kérosène » sont produits à partir de pétrole brut et contiennent un mélange complexe d'hydrocarbures qui ont typiquement 6 à 18 atomes de carbone. Ces hydrocarbures comprennent des alcanes linéaires et ramifiés, des cycloalcanes et des hydrocarbures aromatiques. Les points de coupe de la fraction jet-fuel varient typiquement entre 140 °C et 240 °C.
Un carburéacteur commercial est typiquement obtenu par mélange de différentes bases carburant. Ces bases carburant peuvent être des coupes de distillation de pétroles bruts, éventuellement hydrotraitées ou parfois soumises à un traitement d’adoucissement (procédé MEROX par exemple). Ces bases peuvent également être des coupes d’un effluent d’hydrocraqueur ou d’un effluent d’un craqueur catalytique (souvent après hydrotraitement). D’autres bases carburant peuvent être préparées par d'autres voies comme la synthèse de Fischer Tropsch suivie d'une étape de craquage. Le choix des bases carburant ainsi que leurs proportions relatives sont effectués pour que les propriétés finales du mélange répondent aux spécifications recherchées.
Du fait de la raréfaction des ressources fossiles et de préoccupations environnementales de plus en plus importantes, l'utilisation de molécules issues de la biomasse est de plus en plus recherchée pour remplacer les molécules d'origine fossile. Toutefois, la préparation de jet fuel à partir de molécules issues de la biomasse directement utilisables dans la formulation de jet fuel constitue un véritable enjeu économique et environnemental. En particulier, certains pays comme la France mettent en place de taxes incitatives relatives à l’incorporation d’énergie renouvelable dans les transports et en particulier pour le secteur de l’aviation.
Art antérieur Une solution pour obtenir un carburéacteur présentant une composante d’origine biologique consiste à mélanger un jet conventionnel à une base paraffinique issue de charges renouvelables telles que prévues par la norme ASTM D7566-21 permettant ainsi la production de carburants d’aviation alternatifs. Les bases pour carburant d’aviation issues de charges renouvelables pouvant être incorporées à du jet fossile sont
• Les kérosènes paraffiniques synthétiques [SPK], issus de procédés tels que le procédé Fischer-Tropsch, l’hydrotraitement d’esters et d’acides gras [HEFA- SPK], ou produits par la voie Alcohol-to-jet (transformation d’alcool en kérosène) [ATJ-SPK],
• Les isoparaffines synthétiques produites par hydrotraitement à partir de sucres fermentés [SIP-HFS],
• Les kérosènes aromatiques synthétiques obtenus par alkylation d’aromatiques légers de source non-pétrolière [SPK/A],
• Les kérosènes de synthèse obtenus à partir de la conversion hydrothermique d’esters d’acide gras et d’acide gras,
• Les kérosènes paraffiniques synthétiques [SPK] obtenus à partir d’hydrocarbures, d’esters et d’acides gras hydrotraités.
Cette solution nécessite cependant des installations de traitement spécifiques pour produire les bases paraffiniques qui seront mélangées au jet conventionnel.
Une autre solution consiste à co-traiter un hydrocarbure d’origine fossile avec une charge d’origine renouvelable, tel que prévu notamment dans la norme ASTM D1655- 21 c.
Ainsi, le document EP2346962 décrit un procédé permettant d’obtenir une coupe kérosène dont une partie est d’origine biologique. A cet effet, une charge d’origine pétrolière mélangée à une charge d’origine biologique est soumise à une étape d’hydrotraitement, puis fractionnée afin de récupérer une coupe kérosène. La charge d’origine biologique utilisée est une huile et/ou une graisse animale, ou un mélange de ces huiles/graisses. Les huiles et/ou graisses utilisées ne sont pas trans-estérifiées ou hydrotraitées.
Il existe cependant encore un besoin pour un procédé de fabrication d’un carburéacteur présentant une composante d’origine biologique par co-traitement en unité d’hydrotraitement sans modification du procédé.
Description de l’invention
L’invention propose un procédé de de fabrication d’un carburéacteur comprenant au moins les étapes consistant à : a) soumettre une charge hydrocarbonée comprenant un composant hydrocarboné d’origine fossile à une étape d’hydrotraitement et obtenir une charge hydrocarbonée hydrotraitée ; b) fractionner la charge hydrocarbonée hydrotraitée obtenue à l’étape a) et récupérer une fraction kérosène en tant que carburéacteur, ladite fraction kérosène présentant un point d’ébullition final inférieur ou égal à 300 °C, mesuré notamment selon la norme ASTM D86-12.
Selon l’invention, la charge hydrocarbonée soumise à l’étape a) d’hydrotraitement comprend en outre un composant d’origine renouvelable comprenant une fraction diesel d’une huile hydrotraitée, le composant d’origine renouvelable représentant au plus 10 % en volume du volume total de la charge hydrocarbonée.
Le procédé selon l’invention permet ainsi d'obtenir un carburant d’aviation dont une partie est d’origine renouvelable, aussi appelé SAF pour « Sustainable Aviation Fuel » en anglais. En outre, en utilisant une fraction diesel d’une huile hydrotraitée, le procédé selon l’invention permet de valoriser ces fractions diesels pour la fabrication de nouveaux carburants autres que des carburants pour moteur diesel.
En particulier, le procédé selon l’invention peut être mis en œuvre dans les unités d’hydrotraitement existantes, en particulier en utilisant un catalyseur d’hydrotraitement classique, de préférence un catalyseur dont le composé métallique actif est choisi parmi le nickel, le cobalt et/ou le molybdène.
Description détaillée de l’invention
Les termes « comprenant » et « comprend » tels qu’utilisés ici sont synonymes avec « incluant », « inclut » ou « contient », « contenant », et sont inclusifs ou sans bornes et n’excluent pas de caractéristiques additionnelles, d’éléments ou d’étapes de méthodes non spécifiés.
Les expressions % en poids et % en masse (aussi notée « %m ») ont une signification équivalente et se réfèrent à la proportion de la masse d’un produit rapportée à 100g d’une composition le comprenant.
Tel qu'utilisé ici, "nombre de carbone" ou "Cn", où "n" est un nombre entier, décrit un hydrocarbure ou une molécule dans lequel "n" désigne le nombre d'atomes de carbone, indépendamment de la linéarité ou de la ramification. Les plages de nombres d'atomes de carbone (par exemple, C6 à C18, ou C19+) se réfèrent à des molécules ayant des nombres d'atomes de carbone compris dans la plage indiquée (de 6 à 18 atomes de carbones ou de 19 atomes de carbone ou plus), y compris les membres extrêmes de la plage. Cependant, il n'est pas nécessaire que chaque nombre de carbone dans une gamme soit représenté dans les molécules décrites. Les distributions du nombre de carbone sont déterminées par la distribution du point d'ébullition réel et par chromatographie en phase gazeuse. Telle qu'utilisée dans cette spécification, la quantité totale de normal-paraffines et d'iso-paraffines à un nombre de carbone donné est déterminée par l'analyse ASTM D-5442 des cires de pétrole par chromatographie en phase gazeuse ("GC") ou par une méthode équivalente de chromatographie en phase gazeuse. On pourra par exemple procéder tel que décrit dans la publication : Marko R. Djokic et al. Quantitative analysis of crude and stabilized bio-oils by comprehensive two-dimensional gas-chromatography. Journal of Chromatography A, 7257 (2012) pp131 -140.
Les points d’ébullition tels que mentionnés ici sont mesurés à pression atmosphérique, sauf indication contraire. Un point d’ébullition initial est défini comme la valeur de température à partir de laquelle une première bulle de vapeur est formée. Un point d’ébullition final est la plus haute température atteignable lors d’une distillation. A cette température, plus aucune vapeur ne peut être transportée vers un condensateur. La détermination des points initial et final fait appel à des techniques connues du métier et plusieurs méthodes adaptées en fonction du domaine de températures de distillation sont applicables, par exemple NF EN 15199-1 (version 2020) ou ASTM D2887-19 pour la mesure des points d’ébullition de fractions pétrolières par chromatographie en phase gazeuse, ASTM D7169-05 pour les hydrocarbures lourds, ASTM D7500- 15(2019), D86-12 ou D1160-18 pour les distillats.
La densité d’un hydrocarbure de type carburéacteur peut être mesurée selon la norme ASTM D4052-18.
Le point de trouble d’un effluent hydrocarboné d’origine biologique peut être mesuré selon la norme ASTM D2500-17a.
La teneur en composés aromatiques et en naphtènes peut être déterminée par chromatographie en phase gazeuse (GcxGC phase inverse ou par GC selon la méthode UOP744).
Composant hydrocarboné d’origine fossile
Le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé dans la présente invention comprend des hydrocarbures d’origine fossile. Dans un mode de réalisation, le composant hydrocarboné d’origine fossile peut être constitué d’hydrocarbures d’origine fossile. Dans ce cas, il ne comprend pas de composants d’origine renouvelable.
Des hydrocarbures d’origine fossile utilisables dans la présente invention peuvent avantageusement être choisis parmi des coupes kérosènes. Dans un mode de réalisation préféré, le composant hydrocarboné d’origine fossile est une coupe kérosène d’origine fossile ou un mélange de coupes kérosènes d’origine fossile.
Une coupe kérosène d’origine fossile présente des points d’ébullition allant de 130 °C à 300 °C. Elle présente typiquement un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
Ces coupes kérosènes peuvent être :
- une coupe kérosène provenant de la distillation directe de pétrole brut,
- une coupe kérosène issue de différents procédés de conversion tels que le craquage catalytique, l’hydrocraquage et/ou la viscoréduction.
De préférence, le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé dans la présente invention, notamment lorsqu’il s’agit d’une coupe kérosène ou d’un mélange de coupes kérosène, présente :
- un point de congélation d’au plus -47 °C (mesuré selon ASTM D5972-23 ou IP435), typiquement de -70 à -47 °C, et/ou
- un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
Dans le cadre d’un hydrotraitement, les hydrocarbures d’origine fossile sont avantageusement une coupe kérosène ou un mélange de coupes kérosènes, de préférence provenant de la distillation directe de pétrole brut ou de l’hydrocraquage.
Composants d’origine renouvelable
Selon l’invention la charge hydrocarbonée soumise à l’étape a) d’hydrotraitement comprend un composant d’origine renouvelable comprenant une, ou constitué d’une, fraction diesel d’une huile hydrotraitée. Dans un mode de réalisation, la charge hydrocarbonée peut optionnellement comprendre en outre un autre composant d’origine renouvelable comprenant des, ou constitué de, esters alkyliques d’acides gras, en particulier des esters méthyliques et/ou éthyliques d’acides gras.
Par composant d’origine renouvelable, on entend un composant totalement exempt de composant d’origine minérale ou fossile.
Le procédé selon l’invention peut ainsi comprendre, en amont de l’étape a) d’hydrotraitement, une étape initiale a1 ) de fourniture d’un composant d’origine renouvelable comprenant une fraction diesel d’une huile hydrotraitée, et optionnellement une étape initiale de fourniture a2) d’un autre composant d’origine renouvelable comprenant des esters alkyliques d’acides gras.
L’étape de fourniture a1 ) peut comprendre : - au moins une étape (i) d’hydrotraitement d’une ou plusieurs huiles d’origine naturelle pour produire une huile hydrotraitée,
- une étape optionnelle (ii) d’isomérisation de l’huile hydrotraitée pour produire une huile hydrotraitée et isomérisée,
- une étape optionnelle de fractionnement de l’huile hydrotraitée ou de l’huile hydrotraitée et isomérisée pour récupérer une fraction diesel d’une huile hydrotraitée et/ou une étape optionnelle de mélange de plusieurs fractions diesel d’une huile hydrotraitée,
L’étape de fourniture a2) peut comprendre :
- une étape (iii) de transestérification d’une ou plusieurs huiles d’origine naturelle avec un alcool pour fournir un composant d’origine renouvelable comprenant des esters alkyliques d’acides gras.
Ces différentes étapes sont détaillées ci-après.
Composant d’origine renouvelable comprenant une fraction diesel d’une huile
Le premier composant d’origine renouvelable utilisé dans la présente invention comprend, ou est constitué de, une fraction diesel d’une huile hydrotraitée.
Cette fraction diesel d’une huile hydrotraitée est typiquement obtenue par hydrotraitement (i) d’une huile d’origine naturelle ou d’un mélange d’huiles d’origine naturelle, généralement réalisé en présence de dihydrogène et d'au moins un catalyseur pour transformer les esters d'acides gras et les acides gras libres, contenus dans une huile d’origine naturelle ou un mélange d’huiles d’origine naturelle, en paraffines linéaires ou sensiblement linéaires. La fraction diesel d’une huile hydrotraitée peut également être un mélange de fractions diesel d’huiles hydrotraitées, provenant chacune de l’hydrotraitement d’une ou plusieurs huiles d’origine naturelle.
Une huile d’origine naturelle est définie comme une huile qui ne contient pas d’huile minérale d’origine fossile.
Typiquement, une huile d’origine naturelle peut contenir 50 %m ou plus, 60 %m ou plus, préférentiellement 70 %m ou plus, de lipides phénoliques, d’acides gras et/ou d’esters d’acides gras (mono-, di-, triglycérides).
Typiquement, une huile d’origine naturelle peut contenir des esters d'acides gras (mono-, di- ou triglycérides) et/ou des acides gras libres, contenant un à trois groupes acyle en C8-C24, saturés ou insaturés. Lorsque plusieurs groupes acyles sont présents, ils peuvent être identiques ou différents.
L’huile d’origine naturelle peut être choisie parmi une huile végétale, une huile ou une graisse animale, une huile usagée, une huile produite par des microorganismes, les graisses animales et/ou huiles usagées de cuisson qui sont des sous-produits animaux, ainsi que leurs mélanges.
L’huile végétale peut être choisie parmi l’huile de pin, l’huile de colza, l’huile de tournesol, l’huile de ricin, l’huile d’arachide, l’huile de lin, l’huile de babasu, l’huile de chanvre, l’huile de linola, l’huile de jatropha, l’huile d’arachide, l’huile de son de riz, l’huile de moutarde, l’huile de carinata l’huile de noix de coco, l’huile de coprah, l’huile d’olive, l’huile de palme, l’huile de coton, l’huile de maïs, l’huile de palmiste, l’huile de soja, l’huile de courge, l’huile de pépin de raisin, l’huile d’argan, l’huile de jojoba, l’huile de sésame, l’huile de noix, l’huile de noisette, l’huile de bois de Chine, l’huile de riz, l’huile de carthame, l’huile d’algues, les huiles usagées, l’huile de coque de fruit à coque (notamment l’huile de coque de noix de cajou), et toute combinaison de celles- ci.
L’huile usagée comprend les huiles de cuisson usagées (huiles alimentaires usagées) et les huiles récupérées à partir des eaux résiduelles, telles que les graisses/huiles de piège et de vidange, les huiles de gouttière, les huiles d’égout, par exemple des stations d’épuration des eaux, et les graisses usagées de l’industrie alimentaire.
La graisse animale peut être choisie parmi le suif, le saindoux, la graisse (graisse jaune et brune), l’huile/graisse de poisson, la matière grasse du lait.
On pourra notamment utiliser les graisses animales et huiles usagées de cuisson qui sont des sous-produits animaux et ont le statut de sous-produits animaux au sens du règlement (CE) n°1069/2009 du Parlement européen et du Conseil du 21 octobre 2009 et du règlement (UE) n°142/2011 de la Commission (règlement d’application du règlement CE n°1069/2009).
Les graisses animales ayant le statut de sous-produit animaux sont des résidus graisseux d'origine animale, autres que les huiles alimentaires usagées de cuisson, provenant par exemple des industries alimentaires ou d'installations d'équarrissage. Les huiles usagées de cuisson ayant le statut de sous-produits animaux sont des huiles alimentaires usagées de cuisson (huiles usagées de cuisson ou UCO), à savoir les résidus de matières grasses d'origine végétale ou animale utilisées pour l'alimentation humaine, en industrie agroalimentaire, en restauration collective ou commerciale.
L’huile d’origine naturelle peut aussi être une huile produite par des micro-organismes, naturels ou génétiquement modifiés, tels que des bactéries, des levures, notamment des levures oléagineuses, des algues, des procaryotes ou des eucaryotes. En particulier, ces huiles peuvent être récupérées par des méthodes d’extraction mécanique ou chimique bien connues. Dans un mode de réalisation préféré, cette huile d’origine naturelle peut être choisie parmi une graisse animale et/ou une huile usagée, et en particulier parmi une graisse animale et/ou une huile usagée ayant le statut de déchet,
L’huile hydrotraitée est obtenue par hydrotraitement (i) d’huile(s) d’origine naturelle en présence d’au moins un catalyseur. Cette étape d’hydrotraitement (i) peut être mise en œuvre dans un ou plusieurs réacteurs d’hydrotraitement. On pourra utiliser tout type de réacteur utilisé habituellement pour ce type de réaction, par exemple un réacteur à lit fixe, un réacteur à réservoir agité, un réacteur à lit bouillonnant, un réacteur de type slurry, etc... , de préférence un réacteur à lit fixe.
L'hydrotraitement (i) peut être réalisé à une température de 100 à 550°C en présence de dihydrogène à des pressions allant de 0,01 à 10 MPa. Le rapport entre le dihydrogène et la charge d'alimentation peut être de 100 à 2000 Nl/I.
Cet hydrotraitement (i) peut mettre en œuvre une ou plusieurs réactions choisies parmi l'hydrodésoxygénation, la décarboxylation et la décarbonylation.
L'hydrodésoxygénation se fait de préférence dans des réacteurs à lit fixe continu, des réacteurs à réservoir agité continu ou des réacteurs de type slurry contenant un catalyseur solide qui peut être choisi parmi les oxydes ou les sulfures de Ni, Mo, W, Co ou des mélanges comme NiW, NiMo, CoMo, NiCoW, NiCoMo, NiMoW et CoMoW comme phase catalytique, de préférence supporté sur du carbone, de l'alumine, de la silice, une zéolithe, de l'oxyde de titane ou de la zircone ou leurs mélanges.
L'hydrodésoxygénation peut être effectuée à une température de 200 à 500°C, de préférence de 220 à 400°C, sous une pression de 1 MPa à 10 MPa (10 à 100 bars), par exemple de 6 MPa, et avec un rapport dihydrogène/huile de 100 à 2000 NI H2/I, mais de préférence de 350 à 1500 NI H2/I, par exemple de 800 NI H2/I d’huile.
La décarboxylation et/ou la décarbonylation se fait de préférence en présence d'un catalyseur solide dans des réacteurs à cuve de type discontinu, des réacteurs à lit fixe en continu, des réacteurs à cuve agitée en continu ou des réacteurs à boue. La décarboxylation et/ou la décarbonylation peut se faire directement avec des glycérides, des esters quelconques ou avec des acides gras libres.
Le catalyseur peut être choisi parmi :
- les oxydes ou sulfures de Ni, Mo, W, Co, NiW, NiMo, CoMo, NiCoW, NiCoMo, NiMoW et CoMoW en tant que phase catalytique, de préférence supportés sur du carbone, de l'alumine, de la silice, de l'oxyde de titane, de la zircone, une zeolithe ou sur des supports mixtes.
- des métaux ou des mélanges d'alliages du groupe 10 (Ni, Pt et Pd) et du groupe 11 (Cu et Ag) supportés par du carbone, de la magnésie, de l'oxyde de zinc, des spinelles (Mg2Al2O4, ZnA^CU), des pérovskites (BaTiOs, ZnTiOs), des calciumsilicates (comme la xonotlite), de l'alumine, de la silice ou des silices-alumines ou des mélanges de ces derniers,
- des oxydes basiques, comme les oxydes de métaux alcalins, les oxydes d’alcalino- terreux, les oxydes de lanthanides, l'oxyde de zinc, les spinelles (Mg2Al2O4, ZnA^CU), les pérovskites (BaTiOs, ZnTiOs), calciumsilicates (comme la xonotlite), soit en vrac, soit dispersés sur des supports neutres ou basiques, sur des zéolithes basiques (comme les zéolithes alcalines ou alcalino-terreuses à faible teneur en silice/alumine obtenues par échange ou imprégnation).
Pour une performance optimale et un fonctionnement continu stable, il est préférable que le composant métallique actif du catalyseur dans le cas de Ni, Mo, W, Co ou des mélanges, soit sous forme de sulfures. Il est donc préférable que des traces de composés sulfurés décomposables (thermiquement ou catalytiquement) soient présentes ou ajoutées volontairement à la charge afin de maintenir le sulfure métallique dans son état de sulfure. À titre d'exemple, ces composés soufrés peuvent être H2S, COS, CS2, des mercaptans (par exemple, le méthylsulfure), des thioéthers (par exemple, le DiMéthylSulfure), des disulfures (par exemple, le DiMéthyldiSulfure), des composés thiophéniques et tétrahydrothiophéniques.
La décarboxylation et/ou décarbonylation est effectuée en présence de dihydrogène qui stabilise l'activité catalytique en éliminant les espèces insaturées fortement adsorbées (par exemple lorsque la décarbonylation est la voie de réaction prédominante) de la surface du catalyseur par des réactions d'addition d'hydrogène. La présence de dihydrogène peut également hydrogéner les doubles liaisons présentes dans la partie acyle de l'acide gras afin d'obtenir des produits de réaction paraffiniques à partir du processus de décarboxylation.
La décarboxylation et/ou la décarbonylation peut être effectuée à une température de 100 à 550°C en présence de dihydrogène à des pressions allant de 0,01 à 10 MPa. Le rapport entre le dihydrogène et la charge d'alimentation peut être de 100 à 2000 Nl/I.
L’effluent liquide produit par l’hydrotraitement (i) d’huile(s) d’origine naturelle comprend typiquement une fraction hydrocarbonée constituée essentiellement de n- paraffines ayant environ 8 à environ 24 atomes de carbone.
Une partie de cette fraction hydrocarbonée, après séparation, peut être renvoyée à l’entrée de l’hydrotraitement, notamment en amont d’une réaction de désoxygénation afin d'absorber la chaleur de réaction, de diluer les impuretés restantes ou d'apporter plus de dihydrogène sous forme dissoute.
Si l'on souhaite améliorer les propriétés à froid de cette fraction d'hydrocarbonée, l’effluent liquide produit par l’hydrotraitement peut être isomérisé dans des conditions d'isomérisation pour isomériser au moins partiellement les n-paraffines en isoparaffines.
Ainsi, dans un mode de réalisation, le premier composant d’origine renouvelable peut être une fraction diesel d’une huile hydrotraitée et isomérisée.
Dans ce cas, l’effluent sortant de l’étape (i) d’hydrotraitement, et comprenant l’huile hydrotraité, est soumis en tout ou partie à une étape d’isomérisation (ii), typiquement réalisée en présence d'un catalyseur d'isomérisation, et optionnellement en présence d'hydrogène. Dans ce dernier cas, on parle d’hydroisomérisation.
Des catalyseurs d’isomérisation sont typiquement des catalyseurs bifonctionnels comprenant une fonction acide et une fonction (dé)hydrogénante.
La fonction acide est généralement apportée par un support amorphe ou cristallin, présentant typiquement une surface spécifique de 100 à 700m2/g et présentant une surface acide, telles que les alumines halogénées, (en particulier fluorées ou chlorées) ou phosphatées ou sulfurées, les silices-alumines amorphes (contenant éventuellement du bore), les silices-alumines-titanes amorphes, les zircones sulfatées, les zircones contenant du tungstène et les zéolithes ou un mélange de ceux- ci. Des matériaux de support appropriés comprennent l'alumine amorphe, la silice- alumine amorphe, le borate de silice amorphe, la silice-alumine-titane amorphe, les zéolithes ou les zéolithes modifiées ayant les structures suivantes : ferriérite, zéolithe bêta, zéolithe Y, zéolithe mordénite et les tamis moléculaires du type ALPO-31 , SAPO-11 , SAPO-31 , SAPO-37, SAPO-41 , SM-3, MgAPSO-31 , FU-9, NU-10, NU-23, ZSM-12, ZSM-22, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48, ZSM-50, ZSM-57, theta-1 , EU-1 , EU-13, ISI-1 , KZ-2, ISI-4 et KZ-1 , MeAPO-11 , MeAPO-31 , MeAPO-41 , MeAPSO-1 1 , MeAPSO-31 , MeAPSO-41 , MeAPSO-46, ELAPO-11 , ELAPO-31 , ELAPO-41 , ELAPSO-11 , ELAPSO-31 , ELAPSO-41 , chacun d'entre eux pouvant être utilisé seul ou en combinaison. L'acidité du support peut être mesurée par des méthodes bien connues de l'homme du métier. Elle peut, par exemple, être réalisée par désorption programmée en température (TPD) avec de l'ammoniac, par mesure infrarouge des molécules absorbées (pyridine, CO . . .), par un test de craquage catalytique ou par hydroconversion en utilisant une molécule modèle.
La fonction de (dé)hydrogénation est assurée soit par un ou plusieurs métaux du groupe 6 du tableau périodique des éléments, soit par une combinaison d'au moins un métal du groupe 6 et d'au moins un métal des groupes 8-10.
Des catalyseurs d'isomérisation appropriés contiennent ainsi typiquement une zeolithe, de l’alumine et/ou un métal choisi dans les groupes 6 et 8-10 du tableau périodique et optionnellement un support.
Des exemples de catalyseurs présentant une fonction d’isomérisation comprennent les catalyseurs d’oxyde de nickel ou des oxydes de nickel et de tungstène sur un support acide, tel qu’une silice/alumine amorphe, une zéolithe, une ferrierite, de l’alumine phosphatée, de la silice/alumine phosphatée et similaire.
De préférence, le catalyseur d'isomérisation contient SAPO-11 ou SAPO-41 ou ZSM- 22 ou ZSM-23 ou ferrierite et Pt, Pd ou Ni et AI2O3 ou SiCh. Les catalyseurs d'isomérisation typiques sont, par exemple, Pt/SAPO-11/ AI2O3, Pt/ZSM-22/ AI2O3, Pt/ZSM-23/ A Os et Pt/SAPO-11/ SiC>2. Les catalyseurs peuvent être utilisés seuls ou en combinaison. La présence d'hydrogène est particulièrement préférable pour réduire la désactivation du catalyseur. De manière particulièrement préférable, le catalyseur d'isomérisation peut être un catalyseur bifonctionnel à base de métal noble, tel que le catalyseur Pt-SAPO et/ou Pt-ZSM, qui est utilisé en combinaison avec de l'hydrogène.
L'étape (ii) d'isomérisation peut par exemple être conduite à une température de 150- 500°C, de préférence 220-450°C, et à une pression de 1 à 15MPa, de préférence de 1 à 9MPa ou de 2 à 6 MPa (absolu).
La vitesse spatiale horaire peut être de 0,1 à 20 h’1, plus préférablement de 0,2 à 10 h-1 et plus préférablement de 0,3 à 4 h’1. Les gaz contenant du dihydrogène sont introduits simultanément avec la charge d'alimentation à un rapport de 75 à 2500 NL(H2)/L de charge d'alimentation liquide, plus préférablement de 150 à 1500 ou plus préférablement de 250 à 1000 NL(H2)/L de charge d'alimentation liquide.
Par ailleurs, l'étape (ii) d'isomérisation est de préférence une étape qui sert principalement à isomériser l’effluent hydrotraité. En d'autres termes, alors que l’hydrotraitement aboutit en général à une faible isomérisation (généralement moins de 5 % en masse), l'isomérisation conduit à une augmentation significative de la teneur en isoparaffines. Plus précisément, il est préférable que la teneur (% en masse) en isoparaffines soit augmentée par l'étape d'isomérisation d'au moins 30 points de pourcentage, plus préférablement d'au moins 50 points de pourcentage, plus préférablement d'au moins 60 points de pourcentage, plus préférablement d'au moins 70 points de pourcentage.
Cette étape (ii) d’isomérisation peut être mise en œuvre en fin de l’étape (i) d’hydrotraitement, par exemple par la mise en place d’un lit de catalyseur d’isomérisation en aval du ou des lits catalytiques d’hydrotraitement.
L’effluent produit par l’étape (i) d’hydrotraitement ou l’étape (ii) d’isomérisation peut être fractionné afin de séparer une fraction liquide et les fractions non condensables et/ou le dihydrogène qui n’a pas réagi, lequel peut alors être réutilisé.
Dans la présente invention, c’est la fraction diesel de l’étape (i) d’hydrotraitement ou de l’étape (ii) d’isomérisation qui est utilisée comme composant d’origine renouvelable. Cette fraction diesel correspond typiquement à la fraction liquide de l’effluent hydrotraité ou hydrotraité et isomérisé.
Cette fraction diesel peut présenter typiquement un point initial d’ébullition de 80 à 180 °C et un point final d’ébullition inférieur ou égal à 360 °C, de préférence inférieur ou égal à 320 °C, notamment mesuré selon la norme ASTM D86-12.
La fraction diesel utilisée dans la présente invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : un point de trouble, de -20 °C à +10 °C, avantageusement de -20 °C à +5 °C, de -18 °C à +5 °C ou de -15 °C à +5 °C, notamment mesuré selon la norme ASTM D2500-17a, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, une teneur en paraffines en C8 à C24, le plus souvent de C8 à C20, de 95 à 100% en masse, avantageusement d’au moins 97 % en masse, d’au moins 98% en masse ou d’au moins 99 % en masse, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines de 1 ,2 à 4,2, avantageusement de 1 ,3 à 4, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites.
Une fraction diesel présentant une ou plusieurs de ces caractéristiques, notamment au moins la teneur en paraffines et/ou au moins les points de trouble et ratio massique iso-paraffines/n-paraffines précités, peut représenter 0,1 à 10% en volume de la charge hydrocarbonée de la présente invention, de préférence de 1 à 5 % du volume. De préférence, le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé dans la présente invention, notamment lorsqu’il s’agit d’une coupe kérosène ou d’un mélange de coupes kérosène, présente alors un point de congélation d’au plus -47 °C (mesuré selon ASTM D5972-23 ou IP435), typiquement de -70 à -47 °C, et/ou un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
Dans un mode de réalisation préféré, la fraction diesel utilisée dans la présente invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : un point de trouble de -45 °C à +10 °C, de préférence de -45 °C à +5 °C, davantage de préférence de -45 °C à -5 °C, de manière encore plus préférée de - 45 °C à -10 °C ou de -40 °C à -10 °C, notamment mesuré selon la norme ASTM D2500-17a, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, une teneur en paraffines en C8 à C24, le plus souvent en C8 à C20, de 95 à 100% en masse, de préférence de 97 à 100 % en masse, davantage de préférence de 98 à 100% en masse, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines de 1 ,2 à 30, de préférence de 1 ,3 à 30, davantage de préférence de 2 à 30, de manière encore plus préférée de 3 à 21 , le plus souvent de 3 à 15, bien que des valeurs plus élevées (par exemple jusqu’à 30) ne soient pas exclues, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites.
Une fraction diesel présentant une ou plusieurs de ces caractéristiques, notamment au moins la teneur en paraffines et/ou au moins les points de trouble et ratio massique iso-paraffines/n-paraffines précités, peut représenter 0,1 à 10% du volume de la charge hydrocarbonée de la présente invention, de préférence de 1 à 10 % du volume, davantage de préférence de 2 à 10 % du volume, de manière encore plus préférée de 3 à 10 % en volume. De préférence, le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé dans la présente invention, notamment lorsqu’il s’agit d’une coupe kérosène ou d’un mélange de coupes kérosène, présente alors un point de congélation d’au plus - 47 °C (mesuré selon ASTM D5972-23 ou IP435), typiquement de -70 à -47 °C, et/ou un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
Le composant d’origine renouvelable comprenant, ou constitué de, une fraction diesel d’une huile hydrotraitée utilisé dans la présente invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : un point initial d’ébullition de 80 à 180 °C et un point final d’ébullition inférieur ou égal à 360 °C, de préférence inférieur ou égal à 320 °C, notamment mesuré selon la norme ASTM D86-12, un point de trouble, de -20 °C à +10 °C, avantageusement de -20 °C à +5 °C, de -18 °C à +5 °C ou de -15 °C à +5 °C, notamment mesuré selon la norme ASTM D2500-17a, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, une teneur en paraffines en C8 à C24, le plus souvent de C8 à C20, de 95 à 100% en masse, avantageusement d’au moins 97 % en masse, d’au moins 98% en masse ou d’au moins 99 % en masse, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines de 1 ,2 à 4,2, avantageusement de 1 ,3 à 4 ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites.
Un composant d’origine renouvelable présentant une ou plusieurs de ces caractéristiques, notamment au moins la teneur en paraffines et/ou au moins les points de trouble et ratio massique iso-paraffines/n-paraffines précités, peut représenter 0,1 à 10% du volume de la charge hydrocarbonée de la présente invention, de préférence de 1 à 5 % du volume. De préférence, le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé dans la présente invention, notamment lorsqu’il s’agit d’une coupe kérosène ou d’un mélange de coupes kérosène, présente alors un point de congélation d’au plus -47 °C (mesuré selon ASTM D5972-23 ou IP435), typiquement de -70 à -47 °C, et/ou un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
Dans un mode de réalisation préféré, le composant d’origine renouvelable comprenant, ou constitué de, une fraction diesel d’une huile hydrotraitée utilisé dans la présente invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : un point de trouble de -45 °C à +10 °C, de préférence de -45 °C à +5 °C, davantage de préférence de -45 °C à -5 °C, de manière encore plus préférée de - 45 °C à -10 °C ou de -40 °C à -10 °C, notamment mesuré selon la norme ASTM D2500-17a, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, une teneur en paraffines en C8 à C24, le plus souvent en C8 à C20, de 95 à 100% en masse, de préférence de 97 à 100 % en masse, davantage de préférence de 98 à 100% en masse, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites, un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines de 1 ,2 à 30, de préférence de 1 ,3 à 30, davantage de préférence de 2 à 30, de manière encore plus préférée de 3 à 21 , le plus souvent de 3 à 15, bien que des valeurs plus élevées (par exemple jusqu’à 30) ne soient pas exclues, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites.
Un composant d’origine renouvelable présentant une ou plusieurs de ces caractéristiques, notamment au moins la teneur en paraffines et/ou au moins les points de trouble et ratio massique iso-paraffines/n-paraffines précités, peut représenter 0,1 à 10% du volume de la charge hydrocarbonée de la présente invention, de préférence de 1 à 10 % du volume, davantage de préférence de 2 à 10 % du volume, de manière encore plus préférée de 3 à 10 % en volume. De préférence, le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé dans la présente invention, notamment lorsqu’il s’agit d’une coupe kérosène ou d’un mélange de coupes kérosène, présente alors un point de congélation d’au plus -47 °C (mesuré selon ASTM D5972-23 ou IP435), typiquement de -70 à -47 °C, et/ou un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
Notamment, dans ce qui précède chaque intervalle donné pour une caractéristique de la fraction diesel ou du composant d’origine renouvelable, peut être combiné à chacun des intervalles donnés pour l’une et/ou l’autre caractéristiques. De préférence, les gammes les plus générales et/ou préférées sont combinées entre elles, les gammes les plus étroites et/ou davantage préférées sont combinées entre elles.
Composant d’origine renouvelable comprenant des esters alkyliques d’acides gras
Dans un mode de réalisation, la charge hydrocarbonée peut comprendre un deuxième composant d’origine renouvelable qui comprend, ou est constitué, des esters alkyliques d’acides gras, le deuxième composant d’origine renouvelable représentant au plus 5% du volume total de la charge hydrocarbonée, par exemple de 0,1 à 5 % du volume total de la charge hydrocarbonée. La teneur de la charge hydrocarbonée soumise à l’étape a) en deuxième composant d’origine renouvelable peut être d’au plus 1 % en volume.
Avantageusement, les esters alkyliques d’acides gras sont des esters méthyliques d’acides gras, des esters méthyliques d’acides gras ou leurs mélanges.
Les esters alkyliques d’acides gras sont typiquement obtenus par une étape (iii) de transesterification d’huile(s) d’origine naturelle avec un alcool, avantageusement le méthanol ou l’éthanol.
Lors de l’étape (iii) de transestérification, les triglycérides contenus dans le(s) huile(s) d’origine naturelle réagissent avec l’alcool pour obtenir des esters alkyliques des acides gras dans un réacteur de transestérification. Cette réaction, bien connue de l’homme du métier, est habituellement réalisée en présence d’un catalyseur, par un procédé de catalyse acide ou basique, homogène ou hétérogène, typiquement à une température de 25°C à 110°C ou de 35°C à 90°C et une durée de réaction de 30 minutes à 50 heures. On pourra par exemple utiliser un rapport massique catalyseur/huile de 0,25 à 8% et un rapport molaire alcool/huile de 3 :1 à 15 :1.
Cette réaction est par exemple réalisée en présence de catalyseurs acides (acide chlorhydrique, acide sulfurique, acide sulfonique, triflorure de bore, chlorure de zinc, échangeurs d'ions acides, trioxyde d'aluminium, trioxyde de fer, etc.) ou en présence de catalyseurs basiques tels que les alcoolates et hydroxydes de métaux alcalins ainsi que les carbonates de sodium ou de potassium (hydroxyde de sodium, hydroxyde de potassium, éthanolate de sodium, éthanolate de potassium, etc.).
La réaction de transestérification peut aussi être réalisée dans des conditions supercritiques peuvent également être utilisées, la réaction étant mise en œuvre à des pressions élevées de 15-35MPa, et, dans certains cas, à des températures élevées de 250 à 280°C, voire plus élevées (300-350°C). Dans ces conditions supercritiques, la réaction peut être réalisée en absence ou en présence de catalyseur. Des exemples de conditions et catalyseurs utilisables sont décrits dans « Transesterification in Supercritical Conditions » Somkiat Ngamprasertsith et al, Biodiesel - Feedstocks and Processing Technologies, November 2011 , chapitre 12, pages 247-268. En absence de catalyseur, on pourra par exemple opérer à des températures de 280-350°C, des pression de 19 à 35MPa, un rapport molaire alcool/huile de 24 :1 à 42-1 et un temps de réaction de 5 à 30 min.
Les esters alkyliques d’acides gras utilisés dans la présente invention peuvent donc avantageusement être dépourvus d’impuretés de type composés insaponifiables, savons, ou autres composés provenant des graisses animales ou huiles usagées de cuisson utilisées comme matière première. En particulier, leur teneur en insaponifiables peut avantageusement être inférieure ou égale à 1 % en masse (mesurée selon la norme ISO 3596 :2001 ).
L’huile d’origine naturelle peut être telle que précédemment décrit. Dans un mode de réalisation préféré, cette huile d’origine naturelle est choisie parmi une graisse animale et/ou une huile usagée, et en particulier parmi une graisse animale et/ou une huile usagée ayant le statut de déchet, ce qui permet de réduire davantage l’impact environnemental des fluides produits par le procédé selon l’invention. Avantageusement, cette huile d’origine naturelle présente une teneur en composés autres que glycérides et acides gras libres, et notamment autre que triglycérides et acides gras libres, inférieure ou égale à 1 % en masse.
Les esters alkyliques d’acides gras, et notamment les esters méthyliques ou éthyliques d’acides gras, utilisés dans la présente invention peuvent présenter des chaines carbonées de 12 à 22 atomes de carbone.
De préférence, la teneur en esters alkyliques d’acides gras, et notamment les esters méthyliques ou éthyliques d’acides gras, dont la chaîne carbonée contient de 20 à 22 atomes de carbone sera la plus faible possible, avantageusement inférieure ou égale à 2%m, voire à 1 % en masse, de préférence nulle, afin d’améliorer les propriétés à froid et notamment le point de congélation.
Alternativement ou en combinaison, les esters alkyliques d’acides gras, et notamment les esters méthyliques ou éthyliques d’acides gras, peuvent comprendre au moins 9 % en masse ou au moins 20 % en masse d’esters alkyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient de 12 à 16 atomes de carbone.
Avantageusement, notamment lorsqu’ils sont produits à partir de graisses animales et/ou huiles usagées de cuisson qui sont des sous-produits animaux, les esters alkyliques d’acides gras, et notamment les esters méthyliques ou éthyliques d’acides gras, peuvent comprendre au moins une des caractéristiques suivantes : au moins 9%m, typiquement de 9%m à 64%m, d’esters méthyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient de 12 à 16 atomes de carbone, au moins 25%m, typiquement de 30%m à 98%m, d’esters méthyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient 18 atomes de carbone, au plus 4%m, typiquement de 0%m à 2%m, d’esters méthyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient de 20 à 22 atomes de carbone.
Lorsque ces esters sont produits à partir de sous-produits animaux qui sont des graisses animales, les esters alkyliques d’acides gras, et notamment les esters méthyliques ou éthyliques d’acides gras d’acides gras, peuvent comprendre au moins une des caractéristiques suivantes : au moins 20%m, typiquement de 20%m à 64%m, d’esters méthyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient de 12 à 16 atomes de carbone, au moins 25%m, typiquement de 25%m à 65%m, d’esters méthyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient 18 atomes de carbone, au plus 4%m, typiquement de 0%m à 2%m, d’esters méthyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient 20 atomes de carbone, au plus 1 %m, typiquement de 0%m à 1 %m, d’esters méthyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient 22 atomes de carbone.
Le procédé selon l’invention peut ainsi comprendre une étape de fourniture d’esters alkyliques d’acides gras, par transestérification d’huiles d’origine naturelle avec un alcool, de préférence avec le méthanol, l’éthanol ou leurs mélanges.
Avantageusement, l’alcool est d’origine renouvelable, par exemple obtenu par conversion d’un gaz de synthèse comprenant du CO/H2, ce gaz de synthèse étant issu de la biomasse (par exemple produit par gazéification de biomasse, pyrolyse de biomasse, ou encore par fermentation ou par digestion anaérobie de biomasse en présence d’un ou plusieurs microorganismes, éventuellement suivie d’une oxydation partielle du biogaz en présence de dioxygène). Ces procédés sont bien connus de l’homme du métier.
Charge hydrocarbonée
La charge hydrocarbonée introduite dans l’étape a) de la présente invention contient un composant hydrocarboné d’origine fossile et le composant d’origine renouvelable comprenant (ou constitué de) une fraction diesel d’une huile hydrotraitée (ou d’une huile hydrotraitée et isomérisée) en une teneur d’au plus 10 % en volume, de préférence d’au plus 9 % ou 8 % ou 7 % ou 6 % ou 5 % en volume par rapport à la charge hydrocarbonée. Dans un mode de réalisation, la teneur en ce composant d’origine renouvelable de la charge hydrocarbonée peut être d’au plus 4 %, 3 %, 2 %, ou 1 % en volume. Avantageusement, la teneur en ce composant d’origine renouvelable de la charge hydrocarbonée peut être d’au moins 0,1 % en volume, avantageusement d’au moins 0,5 % en volume.
Notamment, la teneur en ce composant d’origine renouvelable de la charge hydrocarbonée, peut être comprise dans tout intervalle défini par deux quelconques des limites précitées.
Dans un mode de réalisation, la teneur en composant d’origine renouvelable de la charge hydrocarbonée comprenant (ou constitué de) une fraction diesel d’une huile hydrotraitée (ou d’une huile hydrotraitée et isomérisée) est maximale, notamment proche de 10% en volume, par exemple de 2 à 10 % en volume, voire de 3 à 10 % en volume, lorsque ledit composant d’origine renouvelable présente un point de trouble bas, par exemple de -45 °C à -5 °C, de -45 °C à -10 °C ou de -40 °C à -10 °C, et/ou un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines élevé, par exemple de 2 à 30 ou de 3 à 21 , le plus souvent de 3 à 15, bien que des valeurs plus élevées (par exemple jusqu’à 30) ne soient pas exclues. De préférence, le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé, notamment lorsqu’il s’agit d’une coupe kérosène ou d’un mélange de coupes kérosène, présente alors un point de congélation d’au plus -47 °C (mesuré selon ASTM D5972-23 ou IP435), typiquement de -70 à -47 °C, et/ou un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
Avantageusement, la teneur en composant d’origine renouvelable comprenant des esters alkyliques d’acides gras, notamment des esters méthyliques et/ou éthyliques d’acides gras, de la charge hydrocarbonée peut être de 0 % en volume à 5 % en volume, avantageusement de 0 à 1 % en volume, par exemple d’au plus 0,9 % ou 0,6 % ou 0,5 % en volume, ou dans tout intervalle défini par deux de ces limites. Lorsque la charge hydrocarbonée comprend un composant d’origine renouvelable comprenant (ou constitué de) des esters alkyliques d’acides gras, la teneur de la charge hydrocarbonée en ce deuxième composant peut avantageusement être d’au moins 0,1 % en volume.
Ainsi, avantageusement, la charge hydrocarbonée comprend, ou est constituée, du composant hydrocarboné d’origine fossile, du composant d’origine renouvelable comprenant (ou constitué de) une fraction diesel d’une huile hydrotraitée (ou d’une huile hydrotraitée et isomérisée), et optionnellement du deuxième composant d’origine renouvelable.
On pourra notamment prévoir d’ajuster la teneur en composant d’origine renouvelable comprenant (ou constitué de) une fraction diesel d’une huile hydrotraitée, et optionnellement la teneur en composant d’origine renouvelable comprenant (ou constitué de) des esters alkyliques d’acides gras, de la charge hydrocarbonée dans les gammes précitées afin que la fraction kérosène récupérée en sortie de l’étape b) de fractionnement présente un point de congélation d’au plus - 47 °C. Alternativement ou en combinaison, on pourra adapter les points de coupe de la fraction kérosène récupérée lors de l’étape b) de fractionnement afin de récupérer une fraction kérosène présentant un point de congélation d’au plus - 47 °C.
La charge hydrocarbonée peut être préparée par simple mélange des composants, notamment en amont de l’étape d’hydrotraitement a), ou au cours de l’étape a).
On pourra ainsi prévoir de mélanger les composants de la charge hydrocarbonée en amont de l’au moins un réacteur d’hydrotraitement dans lequel est mise en œuvre l’étape a), ou à l’intérieur de cet au moins un réacteur.
Etape a) L’étape a) d’hydrotraitement de la charge hydrocarbonée peut être mise en œuvre dans un ou plusieurs réacteurs. On pourra utiliser tout type de réacteur utilisé habituellement pour ce type de réaction, par exemple un réacteur à lit fixe, un réacteur à lit bouillonnant, un réacteur en slurry, etc... , de préférence un réacteur à lit fixe.
On pourra notamment utiliser un réacteur du type de ceux utilisés habituellement pour l’hydrotraitement d’hydrocarbures d’origine fossile.
Avantageusement, l’étape a) peut être mise en œuvre sous une pression de 15 à 130 bars et à une température de 250 à 380 °C, préférentiellement de 280 à 340 °C, en présence de dihydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement.
Typiquement on pourra prévoir une vitesse spatiale horaire du liquide (WH en Français, LHSV en anglais- Liquid Hourly Space Velocity) : de 0,2 à 9 hr1, de préférence 0,5 à 7 hr1 , et plus préférablement 0,8 à 1 ,8 hr1 , et un ratio de dihydrogène : 50 à 1500 Nm3 /m3 de charge, de préférence 120 à 250 Nm3 /m3 et plus préférablement 120 à 200 Nm3 /m3.
L’étape a) peut typiquement être mise en œuvre dans au moins un réacteur à lit fixe, comprenant un ou plusieurs lits de catalyseurs.
Plus spécifiquement, l’étape a) peut être mise en œuvre sous une pression de 15 à 50 bars et à une température de 280 °C à 340 °C, en présence de dihydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement, typiquement avec un taux de dihydrogène de 120 à 180 Nm3/m3 de charge. Typiquement on pourra prévoir une vitesse spatiale horaire du liquide de 1 à 1 ,6 h-1.
Le catalyseur d’hydrotraitement est un catalyseur d’hydrotraitement classique. Les catalyseurs d’hydrotraitement classiques comprennent notamment un composé métallique actif tel que le nickel, le platine, le palladium, le rhénium, le rhodium, le tungstate de nickel, le molybdénate de nickel, le molybdène, le molybdénate de cobalt, le molybdénate de nickel, ce composé métallique pouvant être déposé ou non sur un support. Ce support peut généralement comprendre des oxydes tels que des silices, des alumines, des alumino-silicates (notamment des zéolithes), des oxydes de titane, ou encore de carbone, de tamis moléculaires, des sels ou des métaux alcalino-terreux. Lorsqu’un support est présent, il présente avantageusement une surface spécifique variant de 100 à 250 m2/g, de préférence de 150 à 200 m2/g.
Avantageusement, le catalyseur peut comprendre au moins deux métaux des groupes 6, 9, 10, 11 du tableau périodique des éléments, de préférence au moins deux métaux tels que NiMo, CoMo, ou encore CoNiMo, de préférence sur un support d’alumine.
Lorsqu’ils sont supportés, les catalyseurs d’hydrotraitement classiques comprennent typiquement une teneur en métal de 0,01 à 25% en masse par rapport à la masse totale du catalyseur, de préférence de 15 à 20% en masse, par exemple de 20 % en masse par rapport à la masse totale du catalyseur.
Dans un mode de réalisation préféré, le catalyseur utilisé ne présente pas de fonction isomérisante ou présente une activité isomérisante négligeable dans les conditions de réaction. Dit autrement, le catalyseur ne favorise pas l’isomérisation des composés hydrocarbonés présents dans la charge. Lorsqu’un support est présent, il est de préférence peu ou pas acide.
Ainsi, un catalyseur ne présentant pas de fonction isomérisante peut comprendre au moins un métal des groupes 6, 9, 10, 11 du tableau périodique des éléments, optionnellement sur un support choisi parmi l’alumine, la silice alumine, l’alumine phosphatée, l’alumine borée, la silice alumine phosphatée, seules ou en mélange.
Dans un mode de réalisation préféré, un tel catalyseur est constitué d’un ou plusieurs composé(s) métallique(s) actif(s), de préférence un, deux ou trois composés métalliques actifs, ledit composé métallique actif étant choisi parmi le nickel, le cobalt et le molybdène, ledit composé métallique étant optionnellement déposé sur un support choisi parmi l’alumine, la silice alumine, l’alumine phosphatée, l’alumine borée, la silice alumine phosphatée, seules ou en mélange, de préférence sur un support d’alumine. Ce catalyseur peut notamment être choisi parmi les oxydes ou sulfures de Ni, Mo, Co, NiMo, CoMo, NiCoMo, en tant que phase catalytique, optionnellement sur un support choisi parmi l’alumine, la silice alumine, l’alumine phosphatée, l’alumine borée, la silice alumine phosphatée, seules ou en mélange, de préférence l’alumine.
L’utilisation de ce type de catalyseur est particulièrement avantageuse lorsque le composant d’origine renouvelable présente une ou plusieurs des caractéristiques (i) à (iv) listées ci-après, de préférence les caractéristiques (ii) et (iv), ou (ii), (iii) et (iv) :
(i) un point initial d’ébullition de 80 à 180 °C et un point final d’ébullition inférieur ou égal à 360 °C, de préférence inférieur ou égal à 320 °C,
(ii) un point de trouble, de -45 °C à +10 °C, de préférence de -45 °C à +5 °C, davantage de préférence de -45 °C à -5 °C, de manière encore plus préférée - 45 °C à -10 °C ou de -40 °C à -10 °C,
(iii) une teneur en paraffines en C8 à C24, le plus souvent en C8 à C20, de 95 à 100% en masse, de préférence de 97 à 100 % en masse, davantage de préférence de 98 à 100% en masse,
(iv) un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines de 1 ,2 à 30, de préférence de 1 ,3 à 30, davantage de préférence de 2 à 30, de manière encore plus préférée de 3 à 21 , le plus souvent de 3 à 15, bien que des valeurs plus élevées (par exemple jusqu’à 30) ne soient pas exclues. De préférence, le composant hydrocarboné d’origine fossile utilisé dans la présente invention, notamment lorsqu’il s’agit d’une coupe kérosène ou d’un mélange de coupes kérosène, présente alors un point de congélation d’au plus -47 °C (mesuré selon ASTM D5972-23 ou IP435), typiquement de -70 à -47 °C, et/ou un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
L’utilisation d’un catalyseur d’hydrotraitement non isomérisant est notamment préféré lorsque le composant d’origine renouvelable présente un point de trouble bas, par exemple de -45 °C à -5 °C, de -45 °C à -10 °C ou de -40 °C à -10 °C, et/ou un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines élevé, par exemple de 2 à 30 ou de 3 à 21 , le plus souvent de 3 à 15, bien que des valeurs plus élevées (par exemple jusqu’à 30) ne soient pas exclues.
L’étape d’hydrotraitement peut alors être mise en œuvre à moindre coût, sans nécessiter l’utilisation de catalyseurs coûteux à fonction isomérisante comprenant des métaux coûteux tels que le tungstène ou le platine. Dit autrement, l’étape d’hydrotraitement peut être mise en œuvre sans modification des conditions de mise en œuvre, ni modification du catalyseur, par rapport à une mise en œuvre sans ajout de composant renouvelable, tout en permettant d’obtenir à l’issue de l’étape b) de fractionnement une coupe kérosène respectant les spécifications recherchées, par exemple celles d’un jet A1 selon la norme ASTM D1655-21 , notamment au moins en ce qui concerne le point final de distillation et/ou le point de congélation et/ou le point éclair.
L’étape d’hydrotraitement a) produit un effluent contenant une fraction liquide contenant la fraction kérosène, et une fraction gazeuse.
Etape b)
La charge hydrotraitée obtenue en sortie de l’étape b) subit un fractionnement. Ce fractionnement peut être effectué par distillation ou stripping, notamment par ajout d’une colonne de séparation, par exemple une colonne de distillation, ou encore une colonne de stripping.
Après l’étape d’hydrotraitement, l’effluent sortant du réacteur est fractionné, typiquement par stripping, afin de récupérer une coupe kérosène. Ce fractionnement peut être mis en œuvre de sorte que la coupe kérosène forme un carburéacteur, respectant notamment les spécifications souhaitées.
La fraction kérosène récupérée présente un point d’ébullition final inférieur ou égal à 300°C, notamment mesuré selon la norme ASTM D86-12.
Le point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 peut être de 120 à 185°C. Le point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 peut être de 220 à 300°C. La fraction kérosène récupérée peut avantageusement présenter une ou plusieurs des propriétés suivantes : une viscosité cinématique à -20°C de 1 ,2 à 8,0 mm2/s (NF EN ISO 3104-Août 1996), une densité à 15°C de 775 à 840 kg/m3 (ASTM D4052-18 ou IP 365), un point de congélation d’au plus -47°C (ASTM D5972-23 ou IP435), un point éclair d’au moins 38°C (IP170-21 ou ASTM D56-21A).
On pourra notamment adapter les points de coupe de la fraction kérosène récupérée afin d’obtenir une fraction kérosène respectant les spécifications recherchées, par exemple celles d’un jet A1 selon la norme ASTM D1655-21 , notamment au moins en ce qui concerne le point final de distillation et/ou le point de congélation et/ou le point éclair.
L’étape de fractionnement permet également de récupérer le gaz produit, notamment le méthane, lors de l’étape d’hydrotraitement.
Description de l’unique figure
La [Fig. 1 ] est un schéma simplifié d'une unité d'hydrotraitement permettant de mettre en œuvre le procédé selon un mode de réalisation l’invention.
Cette unité 1 comprend un réacteur 2 dans lequel est introduite la charge à traiter au moyen d'une ligne 3. Ce réacteur contient un ou plusieurs lits de catalyseurs d'hydrotraitement.
La charge (C), dans la présente invention, est un mélange d’une charge kérosène d’origine fossile et d’un composant d’origine renouvelable qui comprend ici une fraction diesel d’une huile hydrotraitée. Optionnellement, la charge (C) peut également contenir un autre composant d’origine naturelle comprenant des esters alkyliques d’acides gras. Dans l’exemple, les différents composants de la charge (C) sont introduits simultanément, on pourrait toutefois prévoir de les introduire séparément.
Une ligne 4 récupère l'effluent en sortie du réacteur 2 et le conduit à une section de séparation 5.
Un échangeur de chaleur 6 est placé en aval du réacteur sur la ligne 4 afin de chauffer la charge circulant dans la ligne 3, en amont du réacteur.
En amont de cet échangeur de chaleur 6, une ligne 7, raccordée sur la ligne 3, apporte à la charge à traiter un gaz riche en H2.
En aval de l'échangeur de chaleur 6, et en amont du réacteur 2, la charge mélangée au gaz riche en H2 circulant dans la ligne 3 est chauffée par un four 8. Ainsi, la charge est mélangée au gaz riche en hydrogène, puis portée à la température de réaction par l'échangeur de chaleur 6 et le four 8 avant son entrée dans le réacteur 2. Elle passe ensuite dans le réacteur 2.
A la sortie du réacteur, le mélange obtenu est refroidi, puis séparé dans la section de séparation 5, par exemple par stripping, ce qui permet d'obtenir :
- une fraction gazeuse (G), contenant notamment de l’eau provenant du stripping, des hydrocarbures gazeux, un gaz acide riche en H2S, dont une partie est ici réinjectée dans le gaz riche en H2 mélangé à la charge, au moyen d'une ligne 9,
- une coupe kérosène (K). L’exemple ci-dessous illustre l’invention sans pour autant en limiter la portée.
Exemple
Deux coupes kérosène prélevées en sortie d’une unité de distillation atmosphérique de brut ont été mélangées à différents composants d’origine renouvelable.
Les caractéristiques des coupes kérosène d’origine fossile utilisées, notées « Kero- 1 » et « Kero-2 » sont présentées dans le tableau 1 ci-dessous.
[Table 1 ] Caractéristiques des coupes kérosène Quatre composants d’origine renouvelable ont été utilisés : « HVO -23,5°C », « HVO -17°C », « HVO -11 °C », « HVO +4°C » qui sont des huiles hydrotraitées et isomérisées présentant respectivement des points de trouble d’environ -23,5°C, - 17°C, -11 °C et +4 °C. Les principales caractéristiques de ces charges sont présentées dans les tableaux 2 et 3. La distribution des iso-paraffines et n-paraffines a été déterminée par une analyse GCxGC-FID phase inverse.
[Table 2] Caractéristiques des composants d’origine renouvelable [Table 3] Caractéristiques du composant d’origine renouvelable HVO -23,5°C
Le catalyseur utilisé est un catalyseur du type CoMo. Les conditions opératoires sont présentées dans le tableau 4.
[Table 4] Conditions opératoires d’hydrotraitement Le point de congélation (noté FP) a été déterminé pour les effluents obtenus pour chaque charge, les résultats sont présentés dans le tableau 5 ci-dessous. Chacun de ces effluents correspond à la fraction liquide sortant du réacteur, après séparation des gaz.
Dans ce tableau 5, AFP correspond à la différence (notée) entre le point de congélation du kérosène hydrotraité seul et en mélange avec le composant d’origine renouvelable considéré. AFP représente ainsi la dégradation du point de congélation de l’effluent produit pour les différents composés d’origine renouvelable.
On constate que les propriétés à froid sont peu modifiées lorsque l’on incorpore des composants d’origine renouvelable en co-processing. On peut en outre ajuster la quantité de composant d’origine renouvelable afin que le mélange obtenu présente un point de congélation d’au plus - 47 °C. On notera ainsi que l’on peut incorporer jusqu’à 10 % en volume d’un composant d’origine renouvelable comme le montrent les points de congélation des mélanges comprenant la coupe kérosène Kéro-1 qui restent bien au-dessous de la valeur maximale de - 47 °C.
Les tableaux 6 et 7 rassemblent les autres propriétés des effluents obtenus lors du co-processing du Kéro-1 et du Kéro-2 avec les composants d’origine renouvelables, plus précisément de la fraction 140°C+ de l’effluent sortant du réacteur d’hydrotraitement.
On constate que les fractions 140°C+ des effluents obtenus respectent la plupart des spécifications d’un jet A1 .
[Table 6] Co-processing Kéro-1 et composants d’origine renouvelable HVO -17°C, HVO -11 °C et HVO +4°C
[Table 7] Coprocessing Kéro-2 et composants d’origine renouvelable HVO -17°C, HVO -11 °C et HVO +4°C

Claims

REVENDICATIONS
1 . Procédé de fabrication d’un carburéacteur comprenant au moins les étapes consistant à : a) soumettre une charge hydrocarbonée comprenant un composant hydrocarboné d’origine fossile à une étape d’hydrotraitement et obtenir une charge hydrocarbonée hydrotraitée ; b) fractionner la charge hydrocarbonée hydrotraitée obtenue à l’étape a) et récupérer une fraction kérosène en tant que carburéacteur, ladite fraction kérosène présentant un point d’ébullition final inférieur ou égal à 300 °C, le procédé étant caractérisé en ce que la charge hydrocarbonée soumise à l’étape a) d’hydrotraitement comprend en outre un composant d’origine renouvelable constitué d’une fraction diesel d’une huile hydrotraitée présentant une teneur en paraffines en C8 à C24 de 95 à 100% en masse, le composant d’origine renouvelable représentant au plus 10 % en volume du volume total de la charge hydrocarbonée.
2. Procédé de fabrication selon la revendication 1 , dans lequel la teneur de la charge hydrocarbonée soumise à l’étape a) en composant d’origine renouvelable constitué d’une fraction diesel d’une huile hydrotraitée est d’au moins 0,1 % en volume, de préférence d’au moins 1 % en volume, davantage de préférence d’au moins 2% en volume, de manière encore plus préférée d’au moins 3% en volume.
3. Procédé de fabrication selon l’une quelconque des revendications 1 ou 2, dans lequel le composant d’origine renouvelable constitué d’une fraction diesel d’une huile hydrotraitée utilisé dans la présente invention présente une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
- un point initial d’ébullition de 80 à 180 °C et un point final d’ébullition inférieur ou égal à 360 °C, de préférence inférieur ou égal à 320 °C,
- un point de trouble, de -45 °C à +10 °C, de préférence de -45 °C à +5 °C, davantage de préférence de -45 °C à -5 °C, de manière encore plus préférée de - 45 °C à -10 °C ou de -40 °C à -10 °C,
- une teneur en paraffines en C8 à C24, le plus souvent en C8 à C20, de 97 à 100 % en masse, davantage de préférence de 98 à 100% en masse,
- un ratio massique iso-paraffines/n-paraffines de 1 ,2 à 30, de préférence de 1 ,3 à 30, davantage de préférence de 2 à 30, de manière encore plus préférée de 3 à 21 .
4. Procédé de fabrication selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la charge hydrocarbonée soumise à l’étape d’hydrotraitement comprend en outre un deuxième composant d’origine renouvelable comprenant des esters alkyliques d’acides gras, le deuxième composant d’origine renouvelable représentant au plus 5% du volume total de la charge hydrocarbonée.
5. Procédé de fabrication selon la revendication 4, dans lequel la teneur de la charge hydrocarbonée soumise à l’étape a) en deuxième composant d’origine renouvelable est d’au plus 1 % en volume.
6. Procédé de fabrication selon la revendication 4 ou 5, dans lequel le deuxième composant d’origine renouvelable comprend une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : les esters alkyliques d’acides gras présentent des chaines carbonées de 12 à 22 atomes de carbone, les esters alkyliques d’acides gras comprennent au moins 9% en masse ou au moins 20% en masse d’esters alkyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient de 12 à 16 atomes de carbone, la teneur en esters alkyliques d’acides gras dont la chaîne carbonée contient de 20 à 22 atomes de carbone est inférieure ou égale à 2% en masse.
7. Procédé de fabrication selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel le composant hydrocarboné d’origine fossile comprend une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : le composant hydrocarboné d’origine fossile est une coupe kérosène ou un mélange de coupes kérosènes, le composant hydrocarboné d’origine fossile présente un point de congélation d’au plus -47 °C mesuré selon la norme ASTM D5972-23, le composant hydrocarboné d’origine fossile présente un point d’ébullition initial selon la norme ASTM D86-12 de 130 à 160 °C et un point d’ébullition final selon la norme ASTM D86-12 de 220 °C à 300 °C.
8. Procédé de fabrication selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel l’étape a) est mise en œuvre sous une pression de 15 à 130 bars et à une température de 250 et 380 °C, en présence de dihydrogène et d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement.
9. Procédé de fabrication selon l’une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel l’étape a) est mise en œuvre en présence d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement comprenant au moins un métal des groupes 6, 9, 10, 11 du tableau périodique des éléments, optionnellement sur un support choisi parmi l’alumine, la silice alumine, l’alumine phosphatée, l’alumine borée, la silice alumine phosphatée, seules ou en mélange.
10. Procédé de fabrication selon l’une quelconque des revendications 1 à 9, dans lequel l’étape a) est mise en œuvre en présence d’au moins un catalyseur d’hydrotraitement constitué d’un ou plusieurs composé(s) métallique(s) actif(s), de préférence un, deux ou trois composés métalliques actifs, ledit composé métallique actif étant choisi parmi le nickel, le cobalt et le molybdène, ledit composé métallique étant optionnellement déposé sur un support choisi parmi l’alumine, la silice alumine, l’alumine phosphatée, l’alumine borée, la silice alumine phosphatée, seules ou en mélange.
EP24765483.3A 2023-09-06 2024-09-06 Procede de fabrication d'un carbureacteur a partir de charges d'origine renouvelable Pending EP4774346A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR2309342A FR3152514A1 (fr) 2023-09-06 2023-09-06 Procede de fabrication d’un carbureacteur a partir de charges d’origine renouvelable
PCT/EP2024/074957 WO2025051934A1 (fr) 2023-09-06 2024-09-06 Procede de fabrication d'un carbureacteur a partir de charges d'origine renouvelable

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP4774346A1 true EP4774346A1 (fr) 2026-07-15

Family

ID=89158096

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP24765483.3A Pending EP4774346A1 (fr) 2023-09-06 2024-09-06 Procede de fabrication d'un carbureacteur a partir de charges d'origine renouvelable

Country Status (4)

Country Link
EP (1) EP4774346A1 (fr)
CN (1) CN121794349A (fr)
FR (1) FR3152514A1 (fr)
WO (1) WO2025051934A1 (fr)

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2910486B1 (fr) * 2006-12-21 2009-02-13 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables pour produire des bases carburants gazoles de faible teneur en soufre et de cetane ameliore
US8058492B2 (en) * 2008-03-17 2011-11-15 Uop Llc Controlling production of transportation fuels from renewable feedstocks
FR2937647B1 (fr) * 2008-10-24 2011-10-14 Total Raffinage Marketing Procede d'obtention de biokerosene
US8785701B2 (en) * 2008-12-24 2014-07-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Co-processing of diesel biofeed and kerosene range hydrocarbons
US20230019086A1 (en) * 2019-12-13 2023-01-19 Valero Services, Inc. Production of renewable crude oil

Also Published As

Publication number Publication date
FR3152514A1 (fr) 2025-03-07
CN121794349A (zh) 2026-04-03
WO2025051934A1 (fr) 2025-03-13

Legal Events

Date Code Title Description
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: UNKNOWN

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE INTERNATIONAL PUBLICATION HAS BEEN MADE

PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: REQUEST FOR EXAMINATION WAS MADE

17P Request for examination filed

Effective date: 20260313

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC ME MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR