FR2939804A1 - Converting petroleum charges (having e.g. heavy crude), comprises deasphalting oil with heavy solvent and light solvent comprising saturated hydrocarbon, converting deasphalted oil by catalytic cracking and converting pitch by visbreaking - Google Patents
Converting petroleum charges (having e.g. heavy crude), comprises deasphalting oil with heavy solvent and light solvent comprising saturated hydrocarbon, converting deasphalted oil by catalytic cracking and converting pitch by visbreaking Download PDFInfo
- Publication number
- FR2939804A1 FR2939804A1 FR0858471A FR0858471A FR2939804A1 FR 2939804 A1 FR2939804 A1 FR 2939804A1 FR 0858471 A FR0858471 A FR 0858471A FR 0858471 A FR0858471 A FR 0858471A FR 2939804 A1 FR2939804 A1 FR 2939804A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- deasphalting
- solvent
- converting
- pitch
- heavy
- 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
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 9
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 27
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 16
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 5
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 18
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 10
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 8
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 7
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 7
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 6
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 5
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical group C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical group C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/003—Solvent de-asphalting
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/14—Hydrocarbons
-
- 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
- C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
- C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
- C10G55/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one catalytic cracking step
-
- 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
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/007—Visbreaking
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L5/00—Solid fuels
-
- 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
- C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1074—Vacuum distillates
-
- 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
- C10G2300/1077—Vacuum residues
-
- 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
- C10G2300/301—Boiling range
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/44—Solvents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
PROCEDE DE VALORISATION DE BRUTS LOURDS ET DE RESIDUS PETROLIERS PROCESS FOR THE VALORISATION OF HEAVY RAIN AND PETROLEUM RESIDUES
L'invention concerne le traitement de bruts lourds et de résidus pétroliers, par exemple résultant de la distillation atmosphérique ou de la distillation sous vide d'une coupe pétrolière. Plus précisément, elle concerne des charges hydrocarbonées issues de pétrole dont la courbe d'ébullition est telle que moins de 20 % poids de la coupe est distillée à la température de 343°C dans les conditions ambiantes. The invention relates to the treatment of heavy crudes and petroleum residues, for example resulting from the atmospheric distillation or the vacuum distillation of a petroleum fraction. More specifically, it relates to hydrocarbon feedstocks derived from petroleum whose boiling curve is such that less than 20% by weight of the cup is distilled at the temperature of 343 ° C under ambient conditions.
Les bruts, de manière générale, présentent des teneurs variables en résidus atmosphériques qui dépendent au moins en partie de leur origine. Crudes, in general, have varying levels of atmospheric residues that depend at least in part on their origin.
Cette teneur varie typiquement entre 10-50 % en poids pour les bruts conventionnels, mais peut atteindre de 50 à 80 % en poids pour des bruts lourds et extra lourds comme ceux produits au Venezuela ou dans la région de l'Athabasca dans le nord du Canada. Ces bruts présentent généralement une densité inférieure à 20° API. This content typically varies between 10-50% by weight for conventional crudes, but can reach 50 to 80% by weight for heavy and extra heavy crudes such as those produced in Venezuela or the Athabasca region in northern Canada. These crudes generally have a density of less than 20 ° API.
La partie la plus lourde des charges hydrocarbonées lourdes est constituée d'un mélange d'une phase huileuse et d'une phase asphaltique. On a l'habitude de distinguer deux familles dans les composés constituant la phase asphaltique : les résines et les asphaltènes. Les asphaltènes, comme les résines, comprennent des structures aromatiques polycycliques, des cycles thiophéniques et des cycles pyridiniques. Les résines comprennent des molécules présentant des structures moins condensées et des poids moléculaires plus faibles que les structures présentes dans les asphaltènes. Les résidus pétroliers contiennent des hétéroatomes. Ainsi, on retrouve des composés soufrés en grande quantité, typiquement : - la teneur en soufre (S) est de 0,5 à 7% en poids par rapport au poids total de la charge, - des composés azotés, typiquement la teneur en azote varie de 0,05 à 1% en poids par rapport au poids total de la charge, - des métaux, Ni, V et éventuellement Fe.... The heavier part of the heavy hydrocarbon feeds consists of a mixture of an oily phase and an asphaltic phase. It is usual to distinguish two families in the compounds constituting the asphaltic phase: resins and asphaltenes. Asphaltenes, like resins, include polycyclic aromatic structures, thiophene rings and pyridine rings. The resins include molecules having less condensed structures and lower molecular weights than structures present in asphaltenes. Petroleum residues contain heteroatoms. Thus, there are sulfur compounds in large quantities, typically: the sulfur content (S) is 0.5 to 7% by weight relative to the total weight of the feed, nitrogen compounds, typically the nitrogen content varies from 0.05 to 1% by weight relative to the total weight of the filler, - metals, Ni, V and possibly Fe ....
Ces hétéroatomes ne se répartissent en général pas uniformément dans toutes les fractions. Ainsi, bien souvent, on retrouve les métaux essentiellement dans la fraction Asphaltènes , alors que le soufre et l'azote sont plus concentrés dans les fractions Asphaltènes et Résines . Une tendance est apparue ces dernières années, de chercher à valoriser les résidus pétroliers, ce qui est relativement difficile. En effet, le marché est surtout demandeur de carburants distillables à pression atmosphérique à une température inférieure à 320-360°C. Il est donc utile, voire nécessaire, de convertir ces résidus lourds pour produire des molécules plus petites. These heteroatoms are generally not distributed uniformly in all fractions. Thus, very often metals are found mainly in the Asphaltenes fraction, while sulfur and nitrogen are more concentrated in the Asphaltenes and Resins fractions. A trend has emerged in recent years to seek to recover oil residues, which is relatively difficult. Indeed, the market is mainly requesting distillable fuels at atmospheric pressure at a temperature below 320-360 ° C. It is therefore useful, if not necessary, to convert these heavy residues to produce smaller molecules.
La demanderesse a décrit dans la demande de brevet EP 0 246 956 l'utilisation d'un désasphaltage en deux étapes successives. Le premier désasphaltage étant effectué avec un mélange de solvants lourds pour précipiter les asphaltènes et le deuxième avec un mélange de solvants légers pour précipiter les résines. Ce procédé visait à produire une huile désasphaltée utilisable comme charge pour le craquage catalytique. En effet, un moyen d'obtenir des produits légers à partir de la phase huileuse est de soumettre celle-ci à un craquage catalytique. La charge de craquage catalytique ne doit toutefois pas comporter trop de métaux, ni présenter un résidu Conradson trop élevé. On peut rappeler que le résidu Conradson donne des indications sur la tendance d'un produit à former du coke. The applicant has described in the patent application EP 0 246 956 the use of a deasphalting in two successive steps. The first deasphalting being carried out with a mixture of heavy solvents to precipitate the asphaltenes and the second with a mixture of light solvents to precipitate the resins. This process was aimed at producing a deasphalted oil which can be used as a filler for catalytic cracking. Indeed, a way to obtain light products from the oily phase is to submit it to a catalytic cracking. However, the catalytic cracking feedstock must not contain too many metals or have a high Conradson residual. It may be recalled that the Conradson residue gives indications of the tendency of a product to form coke.
La présente invention a pour objectif d'optimiser la conversion des résidus dans leur ensemble, c'est à dire incluant aussi bien les asphaltènes, les résines, etc. pour produire des coupes légères et pour valoriser la partie lourde ayant un point d'ébullition supérieur à 500°C. The present invention aims to optimize the conversion of the residues in their entirety, that is to say including asphaltenes, resins, etc.. to produce light cuts and to enhance the heavy part having a boiling point higher than 500 ° C.
Ainsi, selon un premier aspect, l'invention a pour objet un procédé de conversion de charges pétrolières dont la courbe d'ébullition est telle que moins de 20 % en poids de la charge est distillée à la température de 343°C dans les conditions ambiantes, et plus de 40 % en poids de la charge est distillée à une température supérieure à 500°C, comportant : - un premier désasphaltage de ladite charge avec un solvant lourd comprenant une teneur en hydrocarbures saturés ayant au moins 5 atomes de carbone supérieure ou égale à 95%, - un deuxième désasphaltage sur l'huile désasphaltée issue du premier 5 désasphaltage, avec un solvant léger comprenant une teneur en hydrocarbure saturé ayant 3 ou 4 atomes de carbone supérieure ou égale à 95%, - l'huile désasphaltée issue du deuxième désasphaltage est convertie par craquage catalytique (FCC), 10 - le brai issu du deuxième désasphaltage est converti par viscoréduction. Thus, according to a first aspect, the subject of the invention is a process for converting petroleum feeds whose boiling curve is such that less than 20% by weight of the feedstock is distilled at the temperature of 343 ° C. under the conditions ambient, and more than 40% by weight of the filler is distilled at a temperature above 500 ° C, comprising: - a first deasphalting of said filler with a heavy solvent comprising a content of saturated hydrocarbons having at least 5 carbon atoms higher or 95%, - a second deasphalting of the deasphalted oil from the first deasphalting, with a light solvent comprising a saturated hydrocarbon content of 3 or 4 carbon atoms greater than or equal to 95%, - the deasphalted oil After the second deasphalting is converted by catalytic cracking (FCC), the pitch from the second deasphalting is converted by visbreaking.
La charge pétrolière, selon la présente invention, peut être par exemple un pétrole brut lourd, un résidu atmosphérique et/ou un résidu 15 sous vide issu de la distillation d'un pétrole brut. The petroleum feedstock according to the present invention can be for example a heavy crude oil, an atmospheric residue and / or a vacuum residue from the distillation of a crude oil.
La combinaison des étapes du procédé, c'est-à-dire le double désasphaltage, le FCC et la viscoréduction, peut permettre d'obtenir un procédé de valorisation globale des résidus avec une marge plus 20 importante par rapport à ce qui était opéré auparavant, tout en maintenant de bonnes qualités de produit et en augmentant les rendements en produits convertis. Cette invention propose donc un procédé dans lequel la conversion est optimisée en séparant au préalable le résidu en différentes fractions, 25 ces différentes fractions étant ensuite converties par des procédés adaptés. Il en résulte un gain substantiel en performances, la conversion étant optimisée et les rendements et qualités de produits en coupes légères étant améliorées. Le désasphaltage successif en deux étapes, la première étant 30 réalisée par mise en contact avec un solvant lourd, de préférence en C5-C7, et la seconde par un solvant léger, de préférence en C3-C4, permet d'optimiser le rendement en coupe DAO (Huile désasphaltée, en Anglais : DeAsphalted Oil) riche en hydrogène, teneur notamment supérieure ou égal à 11% poids, contenant peu de métaux, notamment une teneur inférieure ou égale à 40 ppm et de préférence inférieure ou égale à 5 ppm, et de précurseurs de coke, notamment pas d'asphaltènes. L'élimination initiale des Asphaltènes par mise en contact avec le solvant lourd, notamment en C5-C7, permet ensuite par la mise en oeuvre d'un deuxième désasphaltage en C3-C4, une séparation beaucoup plus efficace et sélective entre les Résines et les fractions Saturés et Aromatiques . Il en résulte une amélioration du rendement en coupe DAO, avec une teneur en métaux et en asphaltènes similaire, par rapport à un désasphaltage comprenant une seule étape avec un solvant léger. The combination of the process steps, i.e., double deasphalting, FCC and visbreaking, can provide a process for overall recovery of the residues with a greater margin compared to what was previously done. , while maintaining good product qualities and increasing yields of converted products. This invention therefore proposes a process in which the conversion is optimized by first separating the residue into different fractions, these different fractions then being converted by suitable methods. This results in a substantial gain in performance, the conversion being optimized and the yields and qualities of products in light cuts being improved. Successive deasphalting in two stages, the first being carried out by contact with a heavy solvent, preferably C5-C7, and the second with a light solvent, preferably C3-C4, makes it possible to optimize the yield of DEO cut (hydrogenated deasphalted oil, DeAsphalted Oil), a content especially greater than or equal to 11% by weight, containing few metals, in particular a content of less than or equal to 40 ppm and preferably less than or equal to 5 ppm, and coke precursors, especially no asphaltenes. The initial elimination of Asphaltenes by contact with the heavy solvent, in particular C5-C7, then allows by the implementation of a second C3-C4 deasphalting, a much more effective and selective separation between the resins and the resins. Saturated and Aromatic fractions. This results in an improvement in the yield of the DAO cut, with a similar content of metals and asphaltenes, compared to a deasphalting comprising a single step with a light solvent.
Le principal avantage de la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, est que la teneur en résines est plus élevée en charge de viscoréducteur. Ceci peut notamment permettre une augmentation de la conversion du viscoréducteur. En effet, lorsque la charge du viscoréducteur a une teneur élevée en résines, elle peut présenter une meilleure aptitude au craquage, et donc un meilleur comportement en viscoréduction. Dans la présente invention, l'amélioration de la stabilité de l'effluent viscoréduit est amélioré, ce qui peut permettre afin d'obtenir une stabilité équivalente de travailler à une température de viscoréduction plus faible. The main advantage of the implementation of the method according to the invention is that the resin content is higher in the visbreductor charge. This may in particular allow an increase in the conversion of the visbreducer. Indeed, when the charge of the visbroeductor has a high content of resins, it may have a better crackability, and therefore a better visbreaking behavior. In the present invention, improving the stability of the visbroken effluent is improved, which may allow in order to obtain equivalent stability to work at a lower visbreaking temperature.
De plus, le brai issu du deuxième désasphaltage, destiné à être utilisé comme charge du viscoréducteur, présente une meilleure stabilité du fait de l'élimination des asphaltènes les plus instables. Par ailleurs, la quantité de brai destiné par exemple à être utilisé comme combustible solide, est globalement plus faible qu'un 25 enchaînement de procédés comprenant un seul désasphaltage. In addition, the pitch resulting from the second deasphalting, intended to be used as a visor-reducing agent, has a better stability due to the elimination of the most unstable asphaltenes. Furthermore, the amount of pitch, for example for use as a solid fuel, is generally lower than a sequence of processes comprising a single deasphalting.
De préférence, le solvant du premier désasphaltage est constitué par une n-paraffine ayant de 5 à 7 atomes de carbone. Le solvant du deuxième désasphaltage peut être constitué par une 30 n-paraffine ayant 3 ou 4 atomes de carbone. En particulier, le solvant du premier désasphaltage est le n-pentane et le solvant du deuxième désasphaltage est le propane et/ou le n-butane. Le solvant lourd du premier désasphaltage peut comprendre une teneur en hydrocarbures saturés ayant au moins 5 atomes de carbone, notamment une n-paraffine ayant de 5 à 7 atomes de carbone, et en particulier du n-pentane, supérieure ou égale à 95%, voire être constitué de tels hydrocarbures. Le solvant léger du deuxième désasphaltage peut comprendre une teneur en hydrocarbures saturés ayant 3 ou 4 atomes de carbone, notamment au moins une n-paraffine ayant 3 ou 4 atomes de carbone, et en particulier du propane et/ou du n-butane, supérieure ou égale à 95%, voire être constitué de tels hydrocarbures. Preferably, the solvent of the first deasphalting is an n-paraffin having from 5 to 7 carbon atoms. The second deasphalting solvent may be an n-paraffin having 3 or 4 carbon atoms. In particular, the solvent of the first deasphalting is n-pentane and the solvent of the second deasphalting is propane and / or n-butane. The heavy solvent of the first deasphalting can comprise a content of saturated hydrocarbons having at least 5 carbon atoms, especially an n-paraffin having 5 to 7 carbon atoms, and in particular n-pentane, greater than or equal to 95%, even be composed of such hydrocarbons. The light solvent of the second deasphalting may comprise a content of saturated hydrocarbons having 3 or 4 carbon atoms, in particular at least one n-paraffin having 3 or 4 carbon atoms, and in particular propane and / or n-butane, which is greater than or equal to 95%, or even consist of such hydrocarbons.
La figure 1 illustre le procédé selon l'invention. Une charge pétrolière (10) est distillée dans les conditions atmosphériques, dans une colonne de distillation atmosphérique (1), et permet de produire une quantité substantielle d'une coupe (11) de résidu atmosphérique ou RAT. Figure 1 illustrates the method according to the invention. A petroleum feedstock (10) is distilled under atmospheric conditions, in an atmospheric distillation column (1), and produces a substantial amount of a cut (11) of atmospheric residue or RAT.
D'une façon générale, la coupe (11) contient moins de 20% en poids de molécules distillables à 343°C dans ces conditions et au moins 40% en poids par rapport au poids de la coupe traitée bout au-dessus de 500°C, à pressions atmosphérique. Selon une mise en oeuvre préférée de l'invention, cette charge est distillée sous vide dans une colonne (2) permettant de recueillir un distillat sous vide (12), appelé DSV et un résidu sous vide (13) appelé RSV. Les coupes DSV et RSV sont coupées à une température variant en fonction des bruts dans un domaine de température allant généralement de 480 à 565°C. In general, the cup (11) contains less than 20% by weight of distillable molecules at 343 ° C. under these conditions and at least 40% by weight relative to the weight of the cut treated above 500 ° C. C at atmospheric pressure. According to a preferred embodiment of the invention, this feed is distilled under vacuum in a column (2) for collecting a vacuum distillate (12), called DSV and a vacuum residue (13) called RSV. The DSV and RSV sections are cut at a temperature varying according to the crudes in a temperature range generally ranging from 480 to 565 ° C.
La coupe DSV ne contient pas ou peu de métaux Ni et V (<2 ppm) et la teneur en asphaltènes de la charge est inférieure ou égal à 1% et le plus souvent à 500 ppm. Sa teneur en hydrogène est supérieure ou égale à 11% en poids, et le plus souvent supérieure ou égale à 11,5 % en poids. La coupe RSV contient l'essentiel des asphaltènes et des métaux contenus dans la charge (10). Généralement, la teneur en métaux, notamment Ni+V, varie de 100 à 800 ppm en fonction des charges traitées. La viscosité de cette coupe est importante, notamment allant de 50 à 2000 Cst à 150°C, typiquement environ 400 Cst. The DSV cut contains no or few Ni and V metals (<2 ppm) and the asphaltene content of the feed is less than or equal to 1% and most often 500 ppm. Its hydrogen content is greater than or equal to 11% by weight, and most often greater than or equal to 11.5% by weight. The RSV cut contains most of the asphaltenes and metals contained in the feed (10). Generally, the content of metals, in particular Ni + V, varies from 100 to 800 ppm depending on the charges treated. The viscosity of this section is important, especially ranging from 50 to 2000 Cst at 150 ° C, typically about 400 Cst.
Une partie du RSV (15) est ensuite envoyée dans la première étape de désasphaltage (3), dans laquelle le résidu est mis au contact avec un solvant lourd constitué essentiellement de molécules hydrocarbonées saturées contenant de 5 à 7 atomes de carbones, préférentiellement de n- pentane, n-hexane ou n-heptane. Part of the RSV (15) is then sent to the first deasphalting step (3), in which the residue is brought into contact with a heavy solvent consisting essentially of saturated hydrocarbon molecules containing from 5 to 7 carbon atoms, preferably from pentane, n-hexane or n-heptane.
Après contact, deux phases se forment, l'une constituée des parties du résidu non soluble dans le solvant est dite phase Brai ou Asphalte (17), l'autre constituée du solvant et des parties du résidu soluble. Le solvant est séparé par distillation des parties solubles et recyclé en interne au procédé de désasphaltage (3). Il est obtenu une fraction soluble (16) dite phase coupe DAO pour coupe DesAsphalted Oil . After contact, two phases are formed, one consisting of the parts of the non-soluble residue in the solvent is said phase Brai or Asphalt (17), the other consisting of the solvent and parts of the soluble residue. The solvent is distilled off from the soluble parts and recycled internally to the deasphalting process (3). It is obtained a soluble fraction (16) called DAO cut phase for DesAsphalted Oil cut.
Cette fraction (16) est ensuite envoyée dans la deuxième étape de désasphaltage (4), dans laquelle elle est mise au contact avec un solvant léger, constitué essentiellement de molécules hydrocarbonées saturées contenant de 3 à 4 atomes de carbones, préférentiellement du n-propane ou n-butane. This fraction (16) is then sent to the second deasphalting step (4), in which it is brought into contact with a light solvent consisting essentially of saturated hydrocarbon molecules containing from 3 to 4 carbon atoms, preferably n-propane or n-butane.
Après contact, deux phases se forment, l'une constituée des parties du résidu non soluble dans le solvant léger est dite phase Brai ou Résine (19), l'autre constituée du solvant et des parties du résidu soluble. Le solvant est séparé par distillation des parties solubles et recyclé en interne au procédé de désasphaltage (4). La fraction soluble (18) exempte de solvant est dite phase coupe DAO issue du deuxième désasphaltage. La coupe DAO (18) contient de faibles quantités de métaux, Ni+V < 35 ppm, qui peuvent varier en fonction des solvants utilisés. After contact, two phases are formed, one consisting of the parts of the non-soluble residue in the light solvent is said phase Brai or Resin (19), the other consisting of the solvent and parts of the soluble residue. The solvent is distilled off from the soluble parts and recycled internally to the deasphalting process (4). The solvent-free soluble fraction (18) is called the DAO cutting phase resulting from the second deasphalting. The DAO cut (18) contains small amounts of metals, Ni + V <35 ppm, which can vary depending on the solvents used.
Dans une forme préférée de l'invention et selon la figure 1, le distillat sous vide (12) provenant de la distillation sous vide (2) du pétrole brut, est envoyé au craquage catalytique (5) en mélange avec l'huile désasphaltée issue du deuxième désasphaltage (18), pour produire la charge (20) du procédé de craquage catalytique (5) en lit fluidisé (FCC). Dans ce mélange, la teneur en métaux est préférentiellement inférieure à 2 ppm, la teneur en asphaltènes préférentiellement inférieure à 500 ppm et la teneur en hydrogène supérieure à 11% poids, préférentiellement 11,5% poids. Les caractéristiques de cette charge sont favorables au craquage catalytique. Préférentiellement, l'huile désasphaltée issue du deuxième désasphaltage, représente jusqu'à 50 %, de préférence jusqu'à 30 %, de la charge totale du craquage catalytique. In a preferred form of the invention and according to FIG. 1, the vacuum distillate (12) originating from the vacuum distillation (2) of the crude oil is sent to catalytic cracking (5) mixed with the deasphalted oil resulting from second deasphalting (18) to produce the feedstock (20) of the fluidized bed catalytic cracking (FCC) process. In this mixture, the metal content is preferably less than 2 ppm, the asphaltenes content preferably less than 500 ppm and the hydrogen content greater than 11% by weight, preferably 11.5% by weight. The characteristics of this feed are favorable to catalytic cracking. Preferably, the deasphalted oil resulting from the second deasphalting represents up to 50%, preferably up to 30%, of the total charge of the catalytic cracking.
Il serait également possible de ne traiter en FCC que le DAO, la coupe DSV étant traitée dans d'autres procédés. It would also be possible to treat in FCC only DAO, the DSV cut being treated in other processes.
Selon un autre mode, le DSV (12) est traité en partie en FCC en mélange avec la DAO (18), l'autre partie étant traitée par ailleurs. According to another mode, the DSV (12) is partially treated with FCC mixed with the DAO (18), the other part being treated elsewhere.
Le craquage catalytique est effectué dans une zone réactionnelle contenant une enceinte de réaction et une enceinte de régénération du catalyseur entre lesquelles le catalyseur circule en continu. La charge (20) est vaporisée au contact de catalyseur régénéré chaud et réagit avec le catalyseur dans le réacteur. La température en fin de réaction est comprise typiquement entre 500 et 600°C, préférentiellement 520-540°C, le ratio entre le débit de catalyseur et le débit de charge étant compris entre 4 et 15, préférentiellement entre 5 et 8. Les produits de réaction sont ensuite séparés par distillation en aval du réacteur. Le catalyseur est régénéré par combustion avec de l'air pour éliminer le coke déposé pendant la réaction et réchauffer le catalyseur. Tout le coke produit par craquage est donc consommé par combustion pendant la régénération. The catalytic cracking is carried out in a reaction zone containing a reaction chamber and a catalyst regeneration chamber between which the catalyst circulates continuously. The filler (20) is vaporized on contact with hot regenerated catalyst and reacts with the catalyst in the reactor. The temperature at the end of the reaction is typically between 500 and 600 ° C, preferably 520-540 ° C, the ratio between the catalyst flow rate and the feed rate being between 4 and 15, preferably between 5 and 8. The products of reaction are then separated by distillation downstream of the reactor. The catalyst is regenerated by combustion with air to remove coke deposited during the reaction and heat the catalyst. All the coke produced by cracking is therefore consumed by combustion during regeneration.
Par ailleurs, la fraction résine ou huile désasphaltée issue du deuxième désasphaltage (19) est envoyée vers l'unité de viscoréduction (6). On the other hand, the resin or deasphalted oil fraction resulting from the second deasphalting (19) is sent to the visbreaking unit (6).
Dans une forme préférée de l'invention et selon la figure 1, le résidu sous vide (14) provenant de la distillation sous vide (2) du pétrole brut, est envoyé au viscoréducteur (6) en mélange avec le brai issu du deuxième désasphaltage (19), pour produire la charge (21) de l'unité de viscoréduction (6). In a preferred form of the invention and according to FIG. 1, the vacuum residue (14) resulting from the vacuum distillation (2) of the crude oil is sent to the visor reducer (6) in mixture with the pitch resulting from the second deasphalting (19) to produce the charge (21) of the visbreaking unit (6).
Préférentiellement, lorsque le résidu sous vide est envoyé dans le 35 viscoréducteur en mélange avec l'huile désasphaltée issue du deuxième désasphaltage, le brai issu du deuxième désasphaltage représente jusqu'à 50 %, de préférence jusqu'à 30 %, de la charge totale du viscoréducteur. Preferably, when the vacuum residue is sent into the visor reducer in admixture with the deasphalted oil resulting from the second deasphalting, the pitch resulting from the second deasphalting represents up to 50%, preferably up to 30%, of the total charge. visbreaking gear.
Selon un mode préféré de l'invention, le brai issu du premier désasphaltage est utilisé comme combustible solide. According to a preferred embodiment of the invention, the pitch resulting from the first deasphalting is used as a solid fuel.
Exemples Nous avons évalué les performances du schéma de conversion selon l'invention, pour valoriser les résidus sous vide A et B dont les propriétés sont reportées dans le tableau 1 ci-dessous. Examples We evaluated the performances of the conversion scheme according to the invention, to evaluate the vacuum residues A and B whose properties are reported in Table 1 below.
Tableau 1 : Propriétés des résidus sous vide étudiés RSV A RSV B Masse volumique à 1014 1028 15°C (kg/m3) S (% poids) 4,7 4,1 Ni (ppm) 70 18 V (ppm) 240 66 CCR (% poids) 13,9 19,8 Asphaltènes C7 (% 10,3 5,6 poids) Coupe 500°C + 42,4 92,3 Nous avons étudié les performances, en particulier en viscoréduction, que l'on obtient à travers deux voies : - Selon la première voie, connue de l'homme du métier, un résidu 15 sous vide B est envoyé vers le viscoréducteur. - Selon la deuxième voie selon l'invention (par exemple voir figure 1), un résidu sous vide A subit deux désasphaltages successifs. Le premier désasphaltage est effectué en présence de n-pentane. L'huile désasphaltée issue du premier désasphaltage subit un 20 deuxième désasphaltage au n-propane. Ensuite, le brai issu de ce deuxième désasphaltage est envoyé, en mélange avec une partie du résidu sous vide B, vers le viscoréducteur. Table 1: Properties of vacuum residues studied RSV A RSV B Density at 1014 1028 15 ° C (kg / m3) S (% wt) 4.7 4.1 Ni (ppm) 70 18 V (ppm) 240 66 CCR (% wt) 13.9 19.8 Asphaltenes C7 (% 10.3 5.6 wt) 500 ° C cut + 42.4 92.3 We have studied the performances, especially in visbreaking, which we obtain at Through two routes: According to the first route, known to those skilled in the art, a vacuum residue B is sent to the visbreducer. According to the second channel according to the invention (for example see FIG. 1), a vacuum residue A undergoes two successive deasphalting operations. The first deasphalting is carried out in the presence of n-pentane. The deasphalted oil from the first deasphalting is further deasphalted with n-propane. Then, the pitch resulting from this second deasphalting is sent, mixed with a portion of the vacuum residue B, to the visbreaking agent.
Tests de désasphaltage : On utilise un autoclave configuré en mode désasphaltage. La charge est introduite dans l'autoclave en présence du solvant de désasphaltage suivant le taux de solvant volumique désiré. La température et la pression de l'essai sont ajustées suivant le type de solvant choisi et la qualité de la DAO désirée. Le mélange est maintenu ainsi agité dans ces mêmes conditions au minimum une heure puis on le laisse décanter pendant encore une heure. La phase supérieure DAO est prélevée par le piquage du milieu jusqu'à ce qu'apparaisse le solvant. La phase inférieure brai est ensuite soutirée par le piquage fond jusqu'à ce qu'apparaisse la DAO restante (mélange DAO / brai, dit phase intermédiaire). La détermination des densités de la DAO, du brai et de cette phase intermédiaire permet de calculer précisément les rendements en DAO et brai. Deasphalting tests: An autoclave configured in deasphalting mode is used. The feedstock is introduced into the autoclave in the presence of the deasphalting solvent according to the desired level of solvent volume. The temperature and pressure of the test are adjusted according to the type of solvent chosen and the quality of the desired DAO. The mixture is kept stirred under the same conditions for at least one hour and then allowed to settle for another hour. The upper phase DAO is removed by the quilting of the medium until the solvent appears. The lower pitch phase is then withdrawn by the bottom quill until the remaining DAO appears (mixture DAO / pitch, said intermediate phase). The determination of the densities of the DAO, the pitch and this intermediate phase makes it possible to calculate precisely the yields in DAO and pitch.
Tests de viscoréduction La méthodologie consiste à utiliser un autoclave configuré en mode viscoréduction. La viscoréduction de la charge est réalisée dans l'autoclave agité et chauffé à deux températures différentes. Visbreaking Tests The methodology consists in using an autoclave configured in visbreaking mode. Viscoreduction of the charge is carried out in the stirred autoclave and heated at two different temperatures.
Les gaz générés par le craquage sont condensés et récupérés au condenseur principal refroidi à -10°C et au condenseur secondaire refroidi à -80°C. Les gaz restants sont comptés et prélevés (piston manuel) en milieu et fin d'essai. L'effluent liquide est récupéré et analysé (stabilité, sédiments, 25 densité et viscosité à 100°C). La mesure de stabilité se traduit par la mesure de la limite de stabilité, encore appelée S-value selon la norme ASTM D7157. Lorsque la S-value de l'effluent viscoréduit est plus élevée, il est considéré comme étant plus stable. 30 1 er désasphaltage Le premier désasphaltage est réalisé sur le résidu sous vide A, dont le tableau 1 rassemble les propriétés. Le solvant utilisé est le n-pentane, dans les conditions suivantes : 10 15 • Taux de solvant volumique : 2,75 v/v. • Pression : 40 bar • Température : 170°C Les caractéristiques de la coupe DAO obtenue à l'issue de ce premier désasphaltage au n-pentane, sont rassemblées dans le tableau 2. The gases generated by the cracking are condensed and recovered at the main condenser cooled to -10 ° C and the secondary condenser cooled to -80 ° C. The remaining gases are counted and collected (manual piston) in the middle and end of the test. The liquid effluent is recovered and analyzed (stability, sediment, density and viscosity at 100 ° C). The stability measurement is measured by the stability limit, also called S-value according to ASTM D7157. When the S-value of the visbroken effluent is higher, it is considered to be more stable. 1st deasphalting The first deasphalting is carried out on the vacuum residue A, whose properties are summarized in Table 1. The solvent used is n-pentane under the following conditions: • Solvent content: 2.75 v / v. • Pressure: 40 bar • Temperature: 170 ° C. The characteristics of the DAO cut obtained after this first deasphalting with n-pentane are collated in Table 2.
Tableau 2 : Propriétés de la coupe DAO issue du ler désasphaltage au n-pentane du RSV A Masse volumique à 15°C 988 (kg/m3) Viscosité à 100°C (cSt) 44,63 Viscosité à 70°C (cSt) 184,7 S (% poids) 4,31 Ni (ppm) 33 V (ppm) 86 CCR (% poids) 7,59 Asphaltènes (% poids) 0,6 Coupe 370°C - (% poids) 16,2 Coupe 370-500°C (% poids) 13,8 Coupe 500°C + (% poids) 70 Saturés + oléfines 20,6 Aromatiques 61,5 dont Monoaromatiques 13,2 Résines 17,9 2ème désasphaltage Le deuxième désasphaltage est réalisé au n-propane, sur la DAO obtenue au premier désasphaltage, dans les conditions suivantes : • Taux de solvant volumique : 6 v/v. • Pression : 40 bal- s Température : 60°C Les caractéristiques des coupes DAO et brai obtenues à l'issue de ce deuxième désasphaltage au n-propane, sont rassemblées dans le tableau 3. Table 2: Properties of the DAO cut from the first n-pentane deasphalting of RSV A Density at 15 ° C 988 (kg / m3) Viscosity at 100 ° C (cSt) 44.63 Viscosity at 70 ° C (cSt) 184.7 S (wt.%) 4.31 Ni (ppm) 33 V (ppm) 86 CCR (wt.%) 7.59 Asphaltenes (wt.%) 0.6 Cut 370 ° C - (wt.%) 16.2 Cut 370-500 ° C (wt.%) 13.8 Cut 500 ° C + (wt.%) 70 Saturated + olefins 20.6 Aromatic 61.5 including Monoaromatics 13.2 Resins 17.9 2nd deasphalting The second deasphalting is carried out at n -propane, on the DAO obtained at the first deasphalting under the following conditions: • Solvent content: 6 v / v. • Pressure: 40 bars Temperature: 60 ° C. The characteristics of the DAO and pitch cuts obtained after this second deasphalting with n-propane are collated in Table 3.
Tableau 3 : Propriétés des coupes DAO et brai issues du 2ème désasphaltage au n-propane Masse volumique à 950 15°C (kg/m3) Viscosité à 100°C (cSt) 10,54 S (% poids) 3,22 as Ni (ppm) 3 V (ppm) 4 cs CCR (% poids) 1,10 -cs Asphaltènes (% poids) 0,6 Coupe 350°C - N poids) 34,3 Coupe 350-500°C (% 37'8 poids) Ô Coupe 500°C + (% 27,9 poids) Saturés + oléfines 33,2 Aromatiques 63,0 dont Monoaromatiques 21,9 Résines 3,5 Masse volumique à N 15°C (kg/m3) 1037 Asphaltènes (% poids) 2,0 Saturés + oléfines 8,40 Aromatiques 82,60 dont Monoaromatiques 7,20 Résines 27,00 Le deuxième désasphaltage au n-propane permet de concentrer les résines dans le brai. Cette coupe est aussi très aromatique, et présente une faible proportion de composés saturés. Viscoréduction La viscoréduction est réalisée, pour chacune des voies, à deux températures de craquage différentes : 434°C et 436°C. On définit la température de craquage, comme étant la température relevée dans l'autoclave configuré en mode viscoréducteur. Le tableau 4 ci-dessous indique la composition de la charge du procédé de viscoréduction dans les 2 voies envisagées. On constate que la charge est plus légère quand on intègre le brai C3 issu du deuxième désasphaltage du résidu sous vide (voie 2), comme le montre le CCR (Carbone ConRadson de la coupe) qui passe de 19,81 à 18,84. Cela se traduira par une diminution de production de coke.15 Tableau 4 : Propriétés de la charge du viscoréducteur selon la voie choisie Voie 1 Voie 2 I Charge du RSV B (% poids) 100% 80% viscoréducteur Brai C3 issu du 2ème - 20% désasphaltage du RSV A (% poids) Masse volumique à 15°C (kg/m3) 1028 1031 Soufre (% poids) 4,1 4,5 CCR (% poids) 19,8 18,8 Asphaltènes (% poids) 5,6 4,9 Viscosité à 100°C (cSt) 1089,0 1056,0 Viscosité à 135°C (cSt) 178,0 176,6 Sédiments (ppm) 0 38 Coupe 500°C + (% poids) 92,30 86,33 Saturés + oléfines 6,2 6,6 Aromatiques 70,7 69,0 dont Monoaromatiques 4,7 5,2 Résines 17,5 19,4 Le tableau 5 ci-dessous rassemble les rendements du procédé de viscoréduction ainsi que les propriétés de l'effluent viscoréduit selon la 5 voie choisie. Table 3: Properties of CAD cuts and pitch from 2nd deasphalting with n-propane Density at 950 15 ° C (kg / m3) Viscosity at 100 ° C (cSt) 10.54 S (% weight) 3.22 as Ni (ppm) 3 V (ppm) 4 cs CCR (% wt) 1,10 -cs Asphaltenes (wt.%) 0.6 Cut 350 ° C - N wt.) 34.3 Cut 350-500 ° C (% 37'8) weight) Ô Cut 500 ° C + (% 27.9 wt) Saturated + olefins 33.2 Aromatic 63.0 including Monoaromatics 21.9 Resins 3.5 Density at N 15 ° C (kg / m3) 1037 Asphaltenes (% weight) 2.0 Saturated + olefins 8.40 Aromatic 82.60 including Monoaromatics 7.20 Resins 27.00 The second deasphalting with n-propane makes it possible to concentrate the resins in the pitch. This cut is also very aromatic, and has a low proportion of saturated compounds. Viscoreduction Viscoreduction is carried out for each of the channels at two different cracking temperatures: 434 ° C and 436 ° C. The cracking temperature is defined as being the temperature found in the autoclave configured in vis-reduction mode. Table 4 below indicates the composition of the charge of the visbreaking process in the two routes envisaged. It can be seen that the load is lighter when C3 pitch from the second deasphalting of the residue under vacuum (track 2) is integrated, as shown by the CCR (ConRadson Carbon section) which goes from 19.81 to 18.84. This will result in a decrease in coke production.15 Table 4: Visor Reducer Load Properties by Selected Route Track 1 Track 2 I RSV B Load (% wt.) 100% 80% Brai C3 viscometer from 2nd - 20 % deasphalting of RSV A (wt.%) Density at 15 ° C (kg / m3) 1028 1031 Sulfur (wt.%) 4,1 4,5 CCR (wt.%) 19,8 18,8 Asphaltenes (wt.%) 5 , 6 4.9 Viscosity at 100 ° C (cSt) 1089.0 1056.0 Viscosity at 135 ° C (cSt) 178.0 176.6 Sediment (ppm) 0 38 Cut at 500 ° C + (wt%) 92, 30 86.33 Saturated + olefins 6.2 6.6 Aromatic 70.7 69.0 including Monoaromatics 4.7 5.2 Resins 17.5 19.4 Table 5 below summarizes the yields of the visbreaking process and the properties of the visbroken effluent according to the chosen route.
Tableau 5 : Rendements du viscoréducteur et propriétés de l'effluent viscoréduit selon la voie choisie Voie 1 Voie 2 Charge du RSV B (% poids) 100 % 80 % viscoréducteur Brai C3 issu du 2ème - 20% désasphaltage du RSV A (% poids) Température de craquage (°C) I 434 436 434 436 Rendements 1,01 0,81 0,86 0,92 Gaz (% poids) PI - 150°C (% poids) 3,04 3,38 2,76 2,55 150 - 350°C (% poids) 11,62 12,77 19,06 17,82 350 - 500°C (% poids) 18,45 18,18 20,15 19,10 500°C + (% poids) 65,88 64,86 - 57,16 59,61 Conversion 500°C + 129,62 31,18 37,31 35,92 Effluent viscoréduit 1,52 1,48 1,66 1,60 S-value (norme ASTM D7157), Sédiments (ppm) 100 1112 230 2192 Densité à 15°C (kg/m3) 1039,0 1036,4 1040,7 1049,7 Viscosité à 100°C (cSt) 315,30 214,9 182,6 338,3 L'incorporation de la coupe résine dans la charge de viscoréduction permet, à iso température de craquage, de gagner en conversion. Ainsi à 434°C le gain de conversion obtenu est de l'ordre de 26%. A 436°C, le gain de conversion est de l'ordre de 15%. De plus, la mise en oeuvre de l'invention conduit à une amélioration de la stabilité de l'effluent viscoréduit. En effet, la limite de stabilité (S- value) à iso-température de craquage est plus élevée pour l'effluent viscoréduit obtenu par la voie 2. L'amélioration de la stabilité se traduit par une augmentation de la limite de stabilité d'environ 8 à 9% dans les deux cas. Table 5: Visor Reducer Yields and Viscorreduced Effluent Properties by Selected Route Route 1 Route 2 RSV B Load (% wt.) 100% 80% Braid C3 viscometer from the 2nd - 20% deasphalting of RSV A (wt.%) Cracking temperature (° C) I 434 436 434 436 Yields 1.01 0.81 0.86 0.92 Gases (wt.%) PI - 150 ° C (wt.%) 3.04 3.38 2.76 2, 150 - 350 ° C (wt.%) 11.62 12.77 19.06 17.82 350 - 500 ° C (wt.%) 18.45 18.18 20.15 19.10 500 ° C + (wt.%) ) 65.88 64.86 - 57.16 59.61 Conversion 500 ° C + 129.62 31.18 37.31 35.92 Visumreduced effluent 1.52 1.48 1.66 1.60 S-value (standard ASTM D7157), Sediment (ppm) 100 1112 230 2192 Density at 15 ° C (kg / m3) 1039.0 1036.4 1040.7 1049.7 Viscosity at 100 ° C (cSt) 315.30 214.9 182, The incorporation of the resin cut into the visbreaking charge makes it possible, at iso cracking temperature, to gain conversion. Thus at 434 ° C the conversion gain obtained is of the order of 26%. At 436 ° C, the conversion gain is of the order of 15%. In addition, the implementation of the invention leads to an improvement in the stability of the visbroken effluent. In fact, the stability limit (S-value) at iso-cracking temperature is higher for the visbroken effluent obtained by channel 2. The improvement in stability results in an increase in the stability limit of about 8 to 9% in both cases.
Claims (10)
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0858471A FR2939804A1 (en) | 2008-12-11 | 2008-12-11 | Converting petroleum charges (having e.g. heavy crude), comprises deasphalting oil with heavy solvent and light solvent comprising saturated hydrocarbon, converting deasphalted oil by catalytic cracking and converting pitch by visbreaking |
BE200900756A BE1019627A3 (en) | 2008-12-11 | 2009-12-07 | PROCESS FOR THE VALORISATION OF HEAVY BURNS AND PETROLEUM RESIDUES |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0858471A FR2939804A1 (en) | 2008-12-11 | 2008-12-11 | Converting petroleum charges (having e.g. heavy crude), comprises deasphalting oil with heavy solvent and light solvent comprising saturated hydrocarbon, converting deasphalted oil by catalytic cracking and converting pitch by visbreaking |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR2939804A1 true FR2939804A1 (en) | 2010-06-18 |
Family
ID=40668343
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR0858471A Pending FR2939804A1 (en) | 2008-12-11 | 2008-12-11 | Converting petroleum charges (having e.g. heavy crude), comprises deasphalting oil with heavy solvent and light solvent comprising saturated hydrocarbon, converting deasphalted oil by catalytic cracking and converting pitch by visbreaking |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
BE (1) | BE1019627A3 (en) |
FR (1) | FR2939804A1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013076433A1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-30 | Total Raffinage Marketing | Process for treating atmospheric distillation overhead gaseous effluent |
WO2013093299A1 (en) | 2011-12-23 | 2013-06-27 | Total Raffinage Marketing | Recycling of a 550 °c+ cut of fcc product used to supply the fcc process |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0121376A2 (en) * | 1983-03-23 | 1984-10-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for upgrading a heavy viscous hydrocarbon |
EP0246956A1 (en) * | 1986-05-15 | 1987-11-25 | Compagnie De Raffinage Et De Distribution Total France | Process for the elimination of asphaltenes from a hydrocarbon feedstock |
FR2864103A1 (en) * | 2003-12-23 | 2005-06-24 | Inst Francais Du Petrole | Treating a hydrocarbon feed comprises fractionating the feed, extracting resins from the heavy fraction, mixing the heavy fraction with the light fraction and passing the mixture to a cracking step |
FR2910487A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-27 | Inst Francais Du Petrole | RESIDUE CONVERSION PROCESS INCLUDING 2 SERIAL PASSHALTINGS |
-
2008
- 2008-12-11 FR FR0858471A patent/FR2939804A1/en active Pending
-
2009
- 2009-12-07 BE BE200900756A patent/BE1019627A3/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0121376A2 (en) * | 1983-03-23 | 1984-10-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for upgrading a heavy viscous hydrocarbon |
EP0246956A1 (en) * | 1986-05-15 | 1987-11-25 | Compagnie De Raffinage Et De Distribution Total France | Process for the elimination of asphaltenes from a hydrocarbon feedstock |
FR2864103A1 (en) * | 2003-12-23 | 2005-06-24 | Inst Francais Du Petrole | Treating a hydrocarbon feed comprises fractionating the feed, extracting resins from the heavy fraction, mixing the heavy fraction with the light fraction and passing the mixture to a cracking step |
FR2910487A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-27 | Inst Francais Du Petrole | RESIDUE CONVERSION PROCESS INCLUDING 2 SERIAL PASSHALTINGS |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013076433A1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-30 | Total Raffinage Marketing | Process for treating atmospheric distillation overhead gaseous effluent |
FR2983088A1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-31 | Total Raffinage Marketing | PROCESS FOR TREATING GASEOUS EFFLUENT AT ATMOSPHERIC DISTILLATION HEAD |
WO2013093299A1 (en) | 2011-12-23 | 2013-06-27 | Total Raffinage Marketing | Recycling of a 550 °c+ cut of fcc product used to supply the fcc process |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BE1019627A3 (en) | 2012-09-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3271441B1 (en) | Improved method for converting heavy hydrocarbon feedstocks | |
CA2615197A1 (en) | Residue conversion process including two deasphaltings in a row | |
EP3260520B1 (en) | Improved method for deep hydroconversion by extracting aromatics and resins with recovery of the hydroconversion extract and the raffinate in the downstream units | |
CA2605056C (en) | Deasphalted oil conversion process | |
CA2464796C (en) | Heavy feedstock upgrading process based on deasphalting and ebullated bed hydrocracking | |
FR3050735A1 (en) | CONVERSION PROCESS COMPRISING PERMANENT HYDRO-SETTING GUARD BEDS, A FIXED BED HYDROTREATMENT STEP AND A PERMUTABLE REACTOR HYDROCRACKING STEP | |
FR2964387A1 (en) | METHOD OF CONVERTING RESIDUE INTEGRATING A DISASPHALTAGE STEP AND A HYDROCONVERSION STEP WITH RECYCLE OF DESASPHALTEE OIL | |
CA2891129C (en) | Method for converting a heavy hydrocarbon feedstock incorporating selective deasphalting with recycling of the deasphalted oil | |
CA1169005A (en) | Process for converting heavy hydrocarbon oils containing asphaltenes into lighter fractions | |
EP2385094B1 (en) | Catalytic cracking method with recycling of an olefin cut taken upstream from the gas-separation section in order to maximise the production of propylene | |
BE1019627A3 (en) | PROCESS FOR THE VALORISATION OF HEAVY BURNS AND PETROLEUM RESIDUES | |
WO2021069330A1 (en) | Process for the preparation of olefins, involving de-asphalting, hydroconversion, hydrocracking and steam cracking | |
WO2021008924A1 (en) | Process for the preparation of olefins, comprising hydrotreatment, de-asphalting, hydrocracking and steam cracking | |
FR3008711A1 (en) | PROCESS FOR REFINING A VACUUM RESIDUE TYPE HYDROCARBONATE LOAD USING SELECTIVE DESASPHALTAGE, HYDROTREATMENT AND CONVERSION OF THE VACUUM RESIDUE FOR THE PRODUCTION OF GASOLINE AND LIGHT OLEFINS | |
CA2815618A1 (en) | Method for converting hydrocarbon feedstock comprising a shale oil by hydroconversion in an ebullating bed, fractionation by atmospheric distillation and liquid/liquid extraction of the heavy fraction | |
CA2815685A1 (en) | Method for converting hydrocarbon feedstock comprising a shale oil by decontamination, hydroconversion in an ebullating bed, and fractionation by atmospheric distillation | |
FR2906813A1 (en) | Heavy petroleum feed e.g. vacuum residue, hydroconverting method for producing petrol, involves de-asphalting vacuum residue to obtain de-asphalted oil, and recycling totality of oil by hydroconversion | |
FR2999600A1 (en) | METHOD FOR REFINING A HEAVY HYDROCARBONIC LOAD USING SELECTIVE DESASPHALTAGE | |
FR2943069A1 (en) | Oil loads such as heavy hydrocarbon loads e.g. heavy crude oils, converting method, involves mixing loads at cut distilating from five hundred degree Celsius to size hundred degree Celsius before conversion treatment | |
FR2970478A1 (en) | Pre-refining and hydroconversion in fixed-bed of a heavy crude oil of hydrocarbons, comprises removing metals in hydrodemetallation section, hydrocracking at least part of the effluent, and fractionating a portion of the effluent | |
FR2480773A1 (en) | Upgrading of asphaltenic oils - by deasphalting, hydro:visbreaking and catalytic hydrotreating | |
WO2008065284A2 (en) | Gas-to-lquid conversion method with simplified logistics | |
FR2984917A1 (en) | METHOD FOR OPTIMIZING THE PRODUCTION OF DISTILLATES COMPRISING A CATALYTIC CRACKING STEP. | |
WO2023241930A1 (en) | Hydrocracking process with optimized management of the recycling for the production of naphtha | |
WO2020249498A1 (en) | Process for the production of olefins, comprising hydrotreatment, deasphalting, hydrocracking and steam cracking |