FR3011004A1 - Procede de production de combustibles marins a basse teneur en soufre a partir d'une coupe hydrocarbonee issue du craquage catalytique de type hco, et faisant appel a une etape d'hydrotraitement. - Google Patents

Abstract

La présente invention décrit un procédé de production de combustibles marins à partir d'une coupe hydrocarbonée issue du craquage catalytique de teneur en soufre supérieure à 0,5% poids, et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C, ledit procédé comprenant : a) une étape d'hydrotraitement (a) produisant un effluent hydrotraité, b) une étape (b) de séparation de l'effluent hydrotraité issu de l'étape (a) pour obtenir une fraction gazeuse et une fraction hydrocarbonée liquide, c) une étape (c) optionnelle de mélange de ladite fraction hydrocarbonée liquide avec une coupe hydrocarbonée riche en paraffines en vue d'obtenir le combustible marin recherché.

Description

DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne la production de combustibles marins à partir d'une coupe hydrocarbonée issue du procédé de craquage catalytique, coupe de type HCO (abréviation de la terminologie anglo saxonne "heavy cycle oil") contenant, entre autres, des impuretés soufrées, et contenant au moins 80% de composés ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C. Dans la suite du texte, partout où il sera question de coupe de type HCO, ce sera au sens et avec 10 les caractéristiques précédemment définies. Le craquage catalytique est connu sous le sigle FCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Fluid Catalytic Cracking") et RFCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Resid Fluid Catalytic Cracking"). 15 Le FCC et le RFCC sont des procédés de conversion de distillats sous vide et/ou de résidus de distillation qui permettent notamment d'obtenir les produits suivants : - des gaz de pétrole liquéfiés - des coupes essences 20 - un distillat léger connu sous le nom de LCO ("Light Cycle Oil") contenant au moins 80% de composés ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 200°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 300°C, soit un intervalle de distillation typique de 220°C à 350°C - un distillat lourd connu sous le nom de HCO ("heavy Cycle Oil") ayant contenant au 25 moins 80% de composés ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C, soit un intervalle de distillation typique de 350°C à 540°C - éventuellement (plutôt pour le RFCC), un résidu ou "slurry" qui est généralement purifié des particules de catalyseur qu'il contient pour obtenir une huile clarifiée ("clarified oil" 30 ou CO) ou une huile décantée ("decanted oil" ou DO). Ce résidu a généralement un pont initial d'ébullition supérieur à 500°C. 11 arrive parfois que les coupes HCO et "slurry" ne soient pas séparées.

L'invention concerne plus particulièrement un procédé de production de combustibles marins et de bases de combustibles marins, ayant de bonnes propriétés de combustion avec une basse teneur en soufre, à partir d'une coupe de type HCO issue d'un FCC ou d'un RFCC.

La présente invention a pour objectif de produire des combustibles marins et des bases de combustibles marins, respectant les recommandations de la convention MARPOL en termes de teneur en soufre équivalente, et de préférence respectant également la norme IS08217. L'Annexe VI de la convention MARPOL vise à réduire progressivement la teneur en soufre des combustibles marins. A terme, la teneur en soufre équivalente maximale sera de 0,1% m/m dans les Zones de Contrôle des Émissions de Soufre (ZCES ou ECA "Emission Control Areas" selon la terminologie anglo-saxonne) et de 0,5% m/m dans le reste du monde. Parmi les combustibles marins, on distingue dans la norme IS08217 les combustibles de type distillats et les combustibles de type résiduels. Il existe dans ces deux catégories plusieurs grades 15 dont la viscosité est un des éléments principaux de différentiation. Pour les combustibles de type résiduels, la caractéristique reflétant la qualité de la combustion est mesurée par le CCAI (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Calculated Carbon Aromaticity Index"). 20 La corrélation entre le caractère aromatique d'un combustible et le retard à l'allumage est connue de l'homme du métier. La formule permettant de calculé le CCAI est décrite dans la dernière révision de la norme IS08217. Cette formule fait notamment intervenir la densité et la viscosité du combustible. Pour l'ensemble des grades de combustibles de type résiduels pour la marine, 25 l'I508217 préconise un CCAI maximal de 870. EXAMEN DE L'ART ANTERIEUR L'utilisation de fractions hydrocarbonées issues du craquage catalytique comme base 30 combustible, notamment comme bases pour combustibles marins est connue depuis longtemps, notamment pour abaisser la viscosité des fiouls du fait de la faible viscosité des coupes issues du craquage catalytique. Toutefois, cette utilisation est limitée en proportion dans les pools combustibles, et notamment les pools combustibles marins du fait du caractère très aromatique des coupes issues du craquage catalytique. Au delà d'une certaine teneur dans le mélange, les propriétés de combustion se dégradent.

De plus, les coupes issues du craquage catalytique sont généralement soufrées, et leur incorporation dans les pools combustibles, notamment les pools de combustibles marins devient de plus en plus problématique pour respecter les spécifications en soufre desdits combustibles recommandées par l'Annexe VI de la convention MARPOL de l'Organisation Maritime Internationale (OMI).

On peut citer dans l'art antérieur pertinent les documents suivants : - FR2983208 décrit un procédé d'hydrogénation sélective d'une coupe lourde de type HCO et son recyclage vers l'unité de craquage catalytique en vue d'améliorer la production de distillats moyens du craquage catalytique. - EP0432235 décrit un procédé d'hydrogénation de LCO, HCO avec recyclage de l'effluent vers le craquage catalytique en vue d'obtenir des coupes essences de meilleures qualités. Aucun de ces documents ne décrit la production d'un combustible ou de bases de combustible à 20 basse teneur en soufre répondant aux nouvelles recommandations de l'Organisation Maritime Internationale, et avec de bonnes propriétés de combustion comme nécessité par la nouvelle version de la norme ISO 8217/2012. La présente invention décrit les conditions de valorisation d'une coupe hydrocarbonée issue du 25 craquage catalytique de teneur en soufre supérieure à 0,5% poids, et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C, coupe dite HCO.

DESCRIPTION SOMMAIRE DE LA FIGURE La figure 1 représente une vue schématique du procédé selon l'invention, faisant apparaitre a) une zone d'hydrotraitement, b) une zone de séparation de l'effluent de la zone d'hydrotraitement et c) 5 une zone optionnelle de mélange avec une coupe riche en paraffines. DESCRIPTION SOMMAIRE DE L'INVENTION La présente invention peut se définir comme un procédé de production de combustibles marins à 10 partir d'une charge hydrocarbonée issue d'un craquage catalytique, charge dite HCO, ayant une teneur en soufre d'au moins 0,5% en poids, et contenant au moins 80% de composés ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C, procédé permettant d'obtenir une fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids et un CCAI inférieur à 870, ledit procédé 15 comprenant les étapes successives suivantes : a) une étape d'hydrotraitement (a) de la charge HCO éventuellement en co traitement avec une autre charge hydrocarbonée produisant un effluent hydrotraité, b) une étape (b) de séparation de l'effluent hydrotraité issu de l'étape (a) pour obtenir au moins une fraction gazeuse et une fraction hydrocarbonée liquide, 20 c) une étape (c) optionnelle de mélange de la fraction hydrocarbonée liquide issue de l'étape (b) de séparation avec une coupe hydrocarbonée riche en paraffines. Selon une première variante du procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type HCO selon la présente invention, les conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement 25 sont les suivantes : - une température comprise entre 250°C et 450°C, de préférence entre 280°C et 390°C, et plus préférentiellement entre 320°C et 360°C, - une pression absolue comprise entre 5 MPa et 15 MPa, de préférence entre 6 MPa et 10 MPa, 30 - une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, et plus préférentiellement de 0,3 h-1 à 1 h-1, - une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3, - l'étape c) de mélange avec une coupe paraffinique étant alors inutile car l'effluent liquide de l'étape b) conduit à un effluent liquide répondant aux spécifications du combustible marin selon la norme.

Selon une seconde variante du procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type HCO selon la présente invention, les conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement sont les suivantes : - une température comprise entre 250°C et 450°C, de préférence entre 280°C et 390°C, et plus préférentiellement entre 320°C et 360°C, - une pression absolue inférieure à 6 Mpa et préférentiellement inférieure à 5 MPa, - une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, et plus préférentiellement de 0,3 h-1 à 1 h-1, - une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3, - l'étape c) de mélange avec une coupe paraffinique étant alors nécessaire, ladite coupe paraffinique est choisie parmi les coupes suivantes: coupes issues de la distillation directe (coupes dites "straight mn" dans la terminologie anglo saxonne), telles que des distillats atmosphériques ou sous vide et/ou des résidus atmosphériques ou sous vide.30 Toujours dans le cadre de la seconde variante, la coupe paraffinique utilisée pour effectuer l'étape c) de mélange peut également provenir de procédés d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage de charges issues de distillation directe atmosphérique ou sous vide, ou de procédé de conversion.

Dans le cadre des deux variantes, mais plus particulièrement de la première variante, l'étape d'hydrotraitement a) traite en cotraitement avec la charge HCO une des charges suivantes prises seule ou en mélange, dans une proportion d'au plus 30% poids par rapport à la charge totale (HCO+ charge co traitée) : - gazole de distillation directe atmosphérique ou sous vide, - LCO de craquage catalytique, - gazole de cokéfaction directe atmosphérique ou sous vide, - gazole de viscoréduction directe atmosphérique ou sous vide, - gazole d'hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de résidus directe atmosphérique ou sous vide.

DESCRIPTION DETAILLEE DE L'INVENTION De manière générale on entend par combustible au sens de l'invention, une charge hydrocarbonée utilisable comme combustible marin au sens de la norme IS08217, et on entend par base de combustible, une charge hydrocarbonée qui, mélangée à d'autres bases, constitue un combustible marin. En fonction de l'origine de ces bases, notamment en fonction du type de pétrole brut et du type de raffinage, les propriétés de ces bases, en particulier leur teneur en soufre et leur viscosité, sont très diverses.

La charze hydrocarbonée La charge de type hydrocarbonée est issue d'un craquage catalytique, elle a une teneur en soufre d'au moins 0,5% en poids, et contient au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C. La charge est donc constituée d'au moins une partie d'une coupe HCO issue d'un procédé de craquage catalytique. Elle peut également incorporer une partie d'une coupe "slurry" issue d'un procédé de craquage catalytique.

La charge peut également être un mélange de plusieurs coupes HCO et/ou slurry provenant de plusieurs unités de type FCC ou RFCC. Le procédé de craquage catalytique produisant la charge HCO peut être de type FCC ou RFCC et 5 traiter des charges issues du pétrole de types distillats sous vides ou résidus de distillation. On ne sortirait pas du domaine de l'invention si le craquage catalytique était opéré à partir de charges issues du charbon, de la biomasse, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Cette charge peut optionnellement être traitée avec au moins une co-charge. On parle alors de co 10 traitement. Parmi les co-charges possibles, on peut citer les coupes de type gazole (contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 200°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 300°C) ou gazole sous vide (contenant au moins 80% de composés ayant 15 une température d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C), ces coupes étant issues de la distillation directe des pétroles ou obtenues à l'issue d'un procédé de conversion (avec ajout d'hydrogène ou réjection de carbone) de charges hydrocarbonées issues du pétrole, du charbon et/ou de la biomasse. 20 11 peut donc s'agir de coupes gazoles obtenues par : distillation directe ("straight mn gas-oil" ou SRGO) craquage catalytique ("light cycle oil" ou LCO) cokéfaction ("coker gas oil" ou CGO) viscoréduction ("visbreaker gas oil" ou VBGO) 25 hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de résidus ("Hydroconverted Gas Oil") 11 peut aussi s'agir de coupes gazoles sous vide obtenues par : distillation ("vacuum gas oil" ou VGO) 30 cokéfaction ("coker heavy gas oil" ou HCGO) viscoréduction ("visbreaker heavy gas oil" ou VBHGO) - hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de résidus ("hydroconverted heavy gas ou") La charge hydrocarbonée HCO peut représenter au moins 50%, et préférentiellement 70% en 5 poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l'invention. De manière avantageuse, la ou les co-charges, ainsi que les proportions relatives de charge et de co-charge(s), sont choisies de manière à ce que l'étape (a) d'hydrotraitement opère dans des conditions opératoires plus douces que si la charge était traitée seule (sans co-charge) en vue 10 d'obtenir une même qualité de combustible marin. Étape (a) d'hydrotraitement Dans l'ensemble du document, il est entendu que l'étape d'hydrotraitement peut être conduite selon toutes les mises en oeuvre connues de l'homme du métier, généralement avec au moins un 15 lit catalytique de type lit fixe et/ou de type lit bouillonnant et/ou de type lit entrainé. La mise en oeuvre préférée comporte au moins un lit fixe. On entend par hydrotraitement, couramment appelé HDT, un traitement catalytique avec apport 20 d'hydrogène permettant de raffiner, c'est-à-dire de réduire sensiblement la teneur en soufre et autres impuretés contenues dans la charge hydrocarbonée, tout en augmentant le rapport hydrogène sur carbone de la charge, notamment par hydrogénation des composés aromatiques ce qui conduit à une amélioration des propriétés de combustion du combustibles, notamment des combustibles marins. 25 L'hydrotraitement s'accompagne de la formation de coupes plus légères que la charge de départ. L'hydrotraitement comprend notamment des réactions d' hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d'hydrodésazotation (couramment appelé HDN) accompagnées de réactions d'hydrogénation, d' hydrodéoxygénation, d' hydrodéaromatisation, d' hydrois oméris ation, 30 d' hydrodéalkylation, et d'hydrocraquage.

Dans le cas de charge très lourde, notamment les "slurry" de craquage catalytique qui peuvent contenir des métaux et des asphaltènes, il peut également y avoir des réactions d'hydro démétallation, d'hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson.

De manière préférée l'étape a) d'hydrotraitement est réalisée en lit fixe à écoulement descendant de gaz et de liquide. Néanmoins toute technologie de mise en oeuvre de ladite étape d'hydrotraitement est compatible avec la présente invention. Selon un premier mode préféré, le procédé de traitement de la charge hydrocarbonée issue du 10 craquage catalytique, de type HCO comporte une étape d'hydrotraitement (a) travaillant dans les conditions suivantes : - une température comprise entre 250°C et 450°C, de préférence entre 280°C et 390°C, et plus préférentiellement entre 320°C et 360°C, - une pression absolue comprise entre 5 MPa et 15 MPa, de préférence entre 6 MPa et 15 10 MPa, - une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 25°C° divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, 20 et plus préférentiellement de 0,3 h-1 à 1 h-1, - une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. 25 Dans ce premier mode l'étape c) de mélange avec une coupe paraffinique n'est pas nécessaire, car l'étape d'hydrotraitement conduit directement à un effluent liquide qui répond aux spécifications d'un combustible marin. 30 Selon un second mode préféré, le procédé de traitement de la charge hydrocarbonée de type HCO issue du craquage catalytique, comporte une étape d'hydrotraitement (a) travaillant dans les conditions suivantes : - une température comprise entre 250°C et 450°C, de préférence entre 280°C et 390°C, et plus préférentiellement entre 320°C et 360°C, - une pression absolue inférieure à 6 MPa et préférentiellement inférieure à 5 MPa, - une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, et plus préférentiellement de 0,3 h-1 à 1 h-1, - une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. Selon ce second mode préféré, l'étape c) de mélange avec une coupe paraffinique est nécessaire, 15 cette coupe paraffinique étant choisie seule ou en mélange parmi des coupes bien connues de l'homme du métier telles que des distillats atmosphériques ou sous vide ou des résidus atmosphériques ou sous vide. Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés sont généralement des catalyseurs granulaires 20 comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydrodéshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. 25 On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, de préférence de 1% à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1% à 30% en poids de molybdène, de préférence de 5% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. 30 Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Étape b) de séparation de l'effluent d'hydrotraitement Le procédé selon l'invention comprend en outre une étape (b) de séparation permettent l'obtention d'au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction hydrocarbonée liquide.

L'effluent obtenu à l'issue de l'étape (a) d'hydrotraitement comprend une fraction liquide contenant des composés hydrocarbonés et une fraction gazeuse contenant les gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. Cette fraction gazeuse peut être séparée de l'effluent hydrocarboné à l'aide des dispositifs de 10 séparations bien connus de l'homme du métier, notamment à l'aide d'un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l'hydrogène. L'effluent obtenu à l'issue de l'étape (a) d'hydrotraitement est avantageusement séparé dans au 15 moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression et haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT). Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse est de préférence traitée dans un moyen 20 de purification d'hydrogène de façon à récupérer l'hydrogène non consommé lors des réactions d' hydrotraitement. Le moyen de purification d'hydrogène peut être un lavage aux amines, une unité de séparation à membrane, un système de type PSA (Pressure swing adsorption selon la terminologie anglo25 saxonne), ou plusieurs de ces moyens disposés en série. L'hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l'invention, après une éventuelle recompression. L'hydrogène peut être introduit en entrée de l'étape (a) d' hydrotraitement. 30 L'étape (b) de séparation peut comprendre également une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l'étape de séparation (b) comprend une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique.

La fraction distillat atmosphérique peut contenir des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d'aviation, ou encore être incorporée en mélange dans un pool combustible, notamment un pool de combustibles marins.

En outre, l'étape de séparation (b) du procédé selon l'invention peut avantageusement comprendre une distillation sous vide produisant au moins une fraction distillat sous vide et une fraction résidu sous vide. De manière préférée, l'étape (b) de séparation comprend tout d'abord une distillation 15 atmosphérique, produisant au moins une fraction distillat atmosphérique et une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide du résidu atmosphérique produisant au moins une fraction distillat sous vide et une fraction résidu sous vide. La fraction distillat sous vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide notée 20 VGO. Cette étape de séparation (b) peut éventuellement être complétée par une étape de séparation liquide-solide de manière à éliminer des fines de catalyseurs, notamment dans le cas où la charge comporte une coupe de type "slurry" issue d'un craquage catalytique. 25 A l'issue de l'étape (b) de séparation, on obtient une fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids, préférentiellement inférieure ou égale à 0,3% en poids, et plus préférentiellement encore inférieure ou égale à 0,1% en poids. 30 Cette fraction hydrocarbonée liquide peut avantageusement servir comme base de combustible marin ou comme combustible marin, au sens de la présente invention.

Avantageusement, la totalité de l'effluent hydrocarboné liquide obtenu à l'issue de l'étape (b) de séparation a une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids, et préférentiellement inférieure ou égale à 0,3% en poids. Étape c) optionnelle de mélanze avec une coup riche en paraffines De manière optionnelle ou obligatoire en fonction des conditions de pression de l'étape a) d'hydrotraitement, l'étape (b) de séparation peut être suivie d'une étape (c) de mélange de la fraction hydrocarbonée liquide issue de l'étape (b) avec au moins une coupe hydrocarbonée riche en paraffines. Pour les moteurs diesel, les paraffines ont des meilleures propriétés de combustion que les naphtènes, eux mêmes ayant des meilleures propriétés de combustion que les aromatiques. Par riches en paraffines, on entend des coupes ayant une teneur en paraffines supérieure à la teneur en paraffines de la charge HCO alimentant l'étape (a) d'hydrotraitement.

Par extension, il est admis qu'une charge ayant une teneur en hydrogène supérieure à une autre charge est plus riche en paraffines. En effet les paraffines bénéficient d'un rapport H/C supérieur à celui des naphtènes, lui même supérieur au rapport H/C des aromatiques.

Les coupes hydrocarbonées riches en paraffines sont généralement des coupes obtenues par distillation directe (coupes dites "straight run" dans la terminologie anglo saxonne) telles que des distillats atmosphériques ou sous vide et/ou des résidus atmosphériques ou sous vide. Les coupes hydrocarbonées riches en paraffines peuvent également être issues de procédés d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage de charges issues de distillation directe ou de procédé de conversion. Les procédés d'hydrotraitement et d'hydrocraquage fonctionnent sous pression d'hydrogène et permettent d'obtenir des effluents ayant des teneurs en hydrogène plus élevées que celles des charges.

Le combustible ou base pour combustible, éventuellement combustible marin ou base pour combustible marin, est donc au final obtenu à partir de la fraction hydrocarbonée liquide issue de l'étape (b) de séparation, optionnellement mélangée à une coupe hydrocarbonée riche en paraffines lors de l'étape (c) de mélange en fonction des conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement. DESCRIPTION DETAILLEE DE LA FIGURE Un mode de réalisation avantageux du procédé selon l'invention est représenté sur la figure 1. Sur la figure 1, la charge (10), optionnellement mélangée à une co-charge (11), mélangée avec de l'hydrogène recyclé (31) et de l'hydrogène d'appoint (50), préchauffé dans l'échangeur (13) et porté à la température d'entrée du réacteur dans l'enceinte (15), via les conduites communes (12) et (14), est introduite par la conduite (16) dans le réacteur (17). De l'hydrogène recyclé (32) peut être utilisé comme gaz de refroidissement et injecté dans le réacteur (17) pour le contrôle thermique de la réaction.

L'effluent issu de l'étape d'hydrotraitement est envoyé par la ligne (18), via l'échangeur (13), puis par la ligne (19) vers la section de séparation, constitué d'abord par un séparateur haute pression haute température (HPHT) (20) à partir duquel on récupère une fraction gazeuse (21) et une fraction liquide (35). La fraction gazeuse (21) est envoyé généralement via un échangeur (non représenté) ou un aéroréfrigérant (22) pour refroidissement à un séparateur haute pression basse température (HPBT) (24) à partir duquel on récupère une fraction gazeuse (25) contenant les gaz (H2, H25, NH3, hydrocarbures en C1-C4...) et une fraction liquide (33). La fraction gazeuse (25) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (24) est traitée dans l'unité de purification d'hydrogène (26) à partir de laquelle on récupère l'hydrogène (28) 25 pour le recycler via le compresseur (29) et la ligne (30) et la ligne (31) et/ou la ligne (32) à la section d'hydrotraitement. L'unité de purification d'hydrogène peut être constituée d'un lavage aux amines, d'une membrane, d'un système de type PSA. Au moins une partie des gaz contenant au moins des 30 hydrocarbures légers, des composés azotés et soufrés indésirables sont évacués de l'installation via le flux (27) et/ou via d'autres flux non représentés.

La fraction liquide (33) du séparateur haute pression basse température (HPBT) (24) est détendue dans le dispositif (34) puis envoyée vers le système de fractionnement (37). La fraction liquide (35) issue de la séparation haute pression haute température (HPHT) (20) est 5 détendue dans le dispositif (36) puis envoyée vers le système de fractionnement (37). Bien évidemment, les fractions (35) et (33) peuvent être envoyées ensemble, après détente, au système (37). Le système de fractionnement (37) comprend un système de distillation atmosphérique pour produire un effluent gazeux (38), au moins une fraction dite légère (39), 10 contenant notamment du naphta, au moins une fraction distillat moyen (40) contenant du kérosène et/ou du diesel, et une fraction résidu atmosphérique (41). Une partie de la fraction distillat moyen (40) peut envoyer via la conduite (51) au pool combustible (47). Une partie de la fraction résidu atmosphérique (41) peut être soutirée par la ligne (42) pour constituer une base de combustibles recherchés. Tout ou partie de la fraction résidu atmosphérique (41) peut être 15 envoyée à une colonne de distillation sous vide (43) pour récupérer une fraction contenant le résidu sous vide (45) et une fraction distillat sous vide (44) contenant du gazole sous vide. Le combustible (47) est constitué du mélange d'au moins une base combustible distillat moyen (51) et/ou une base combustible distillat sous vide (44) et/ou une base combustible résidu 20 atmosphérique (42) et/ou une base combustible résidu sous vide (45). Optionnellement, une fraction riche en paraffines (46) peut être envoyée vers le pool combustible (47). 25 Optionnellement, la fraction résidu atmosphérique (42) et/ou la fraction résidu sous vide (45) peuvent être soumises à une étape de séparation (non représentée) des résidus de catalyseurs. Un schéma alternatif non représenté pour la séparation et le fractionnement peut être réalisé au moyen d'une colonne de stripage à la vapeur qui traite la ou les fractions lourdes des séparateurs haute pression ou moyenne pression ou basse pression. Par ce moyen, le fond de la colonne de 30 stripage alimente directement la colonne sous vide.

La colonne de distillation atmosphérique demeure pour traiter des mélanges de distillats mais ne traite pas la fraction non convertie (la plus lourde). D'autres variantes non représentées peuvent être réalisées de manière à obtenir par exemple: - une intégration thermique différente - un arrangement de différentes méthodes de séparation - une circulation des gaz riches en hydrogène différente - une méthode alternative de contrôle thermique de la réaction, en utilisant notamment des fluides de refroidissement liquides réalisés à partir de charge et/ou d'une coupe issue de l'étape de séparation EXEMPLES COMPARATIFS Les exemples suivants illustrent l'invention sans toutefois en limiter la portée.

On traite une coupe issue d'un craquage catalytique de type HCO contenant 95% en poids de composés bouillant à une température supérieure à 300°C, ayant une masse volumique à 15°C de 1,005 g/cm3, une viscosité de 34,5 cSt à 50°C et une teneur en soufre de 0,98% en poids.

Sans hydrotraitement, cette charge ne constitue pas un combustible marin au sens de la norme ISO 8217. En examinant la révision 2012 de la norme IS08217, on constate que cette viscosité nécessiterait de classer ce combustible dans les combustibles marins de type résiduels, tel que le grade RMD. 25 Toutefois, le CCAI de 897 excède la spécification de CCAI à 860 maximum pour le garde RMD. De même, la masse volumique dépasse 975 kg/m3 qui est la valeur maximale pour le grade RMD. 30 Quant à la teneur en soufre, elle ne constitue pas un problème en 2012, mais sera supérieure aux teneurs en soufre équivalentes recommandées dans l'Annexe VI de la convention MARPOL.

Les mauvaises propriétés de combustion de cette charge sont dues à la forte teneur en aromatiques (plus de 60%). Cette forte teneur en aromatiques conduit à une faible teneur en hydrogène (9,5 % m/m).

La charge est soumise à une étape d'hydrotraitement (a). Les conditions opératoires sont données dans le tableau 1 ci-dessous. Catalyseurs HDS NiMo sur alumin( VVH (h-1, Sm3/h charge fraîche /m3 0,5 catalyseur lit fixe) H2 / HC entrée section lit fixe hc 600 consommation H2 (Nm3 / m3 de charge fraîch Tableau 1: Conditions opératoires lit fixe de l'étape d'hydrotraitement Plusieurs expérimentations ont été menées : 1- une étape d'hydrotraitement (a) traitant la charge HCO à la pression de 7 MPa 2- une étape d'hydrotraitement (a) traitant la charge HCO à la pression de 5 MPa 15 3- une étape d'hydrotraitement (a) traitant la charge HCO et une co-charge de type Gazole "straight run" à la pression à 5 MPa. Pour chaque expérimentation, les effluents de la section hydrotraitement (a) sont ensuite soumis à une étape de séparation (b) permettant de séparer les gaz et les liquides au moyen de 20 séparateurs et de colonnes de distillation atmosphérique. Parmi les liquides, les composés bouillant à une température supérieure à 200°C constitue la base combustible sur laquelle sont effectuées les analyses (soufre, viscosité et CCAI).

NC: non conforme 1 2 (NC) 3 Composition de la charge 100% HCC 100% HCC 91% HCO - 9% GO SP Teneur en soufre de la charge ( m/m) 0,98 0,98 0,98 masse volumique à 15°C de 1005 1005 989 charge (kg/m3) viscosité de la charge à 50°C (cSt) 34,5 34,5 24,3 CCAI de la charge 897 897 887 Température (°C) 350 350 350 Pression partielle H2 (MPa) 7 5 5 Rendement base combustible ( > 95 > 95 > 95 m/m) Teneur en soufre de la ba 0,09 0,09 0,08 combustible (% m/m) HDS (%) 91 91 92 teneur en hydrogène de la ba combustible (% m/m) 10,8 10,6 masse volumique à 15°C de la ba combustible (kg/m3) 961 975 955 viscosité de la base combustible 50°C (cSt) 24,2 26,0 17,8 CCAI de la base combustible 859 872 859 Tableau 2 : Tableau comparatif étape d'hydrotraitement Le cas 1 opère l'étape a) d'hydrotraitement à une pression de 7 MPa et produit une base combustible obtenue a un CCAI inférieur à 860. Du fait de ce CCAI, de la faible teneur en soufre, de la densité et de la viscosité inférieures aux spécifications du grade RMD de la norme IS08217, la base combustible obtenue selon l'expérimentation 1 peut être directement valorisée en combustible marin de type RMD (pouvant à terme être utilisée dans les ZCES du fait de la très faible teneur en soufre inférieure à 0,1 % m/m). Le cas 2 opère l'étape a) d'hydrotraitement à une pression de 5 Mpa qui n'est pas suffisante pour 5 hydrogéner correctement le HCO, ce qui se caractérise par un CCAI supérieur à la spécification de 860 pour le garde RME mais également supérieur à la spécification de 870 pour les grades RMG ou RMK de l'IS08217. La base combustible obtenue dans l'expérimentation 2 n'est donc pas conforme (notée NC) aux 10 spécifications exigées pour un combustible marin de type résiduel selon la révision 2012 de la norme IS 08217 . Le cas 3 est un cas illustrant le co-traitement de la charge HCO avec un gazole "straight mn" possédant de bonnes caractéristiques, notamment un CCAI inférieur à 860, et peut donc être 15 valorisée en combustible marin de type RMD (pouvant à terme être utilisée dans les ZCES du fait de la très faible teneur en soufre inférieure à 0,1 % m/m). Une alternative à l'augmentation de pression de l'étape d'hydrotraitement consiste à conduire ladite étape d'hydrotraitement de l'HCO dans les même conditions que l'expérimentation 2 20 (5 MPa), mais en mélangeant la partie de l'effluent contenant les composés bouillant à une température supérieure à 200°C (appelée base combustible) avec une coupe riche en paraffines (expériences 4, 5, 6). Pour illustrer ce mode de production, 3 coupes dites "paraffiniques" sont utilisées pour réaliser 25 l'étape c) de mélange. - cas 4: un gazole (GO) "straight mn" hydrotraité à 5 MPa, 340°C sur un lit de catalyseurs d'hydrotraitement. 30 - cas 5: un gazole sous vide (VGO) "straight mn" hydrotraité à 9 MPa, 350°C sur un lit de catalyseurs d'hydrotraitement. - cas 6: un résidu atmosphérique (RA) "straight mn" hydrotraité à 15 MPa, 370°C sur un lit de catalyseurs d'hydrotraitement. Expériences 4 5 6 coupe riche en paraffines GO Hydrotrait( VGO Hydrotraii RA Hydrotrai Teneur en hydrogène de h coupe riche en paraffines (% m/m) 13,3 13,1 12,3 Teneur en soufre de la coupe riche en paraffines (% m/m) 0,001 0,1 0,3 Fraction massique du mélange en HCO hydrotraité (base combustible) (% m/m) 93,5 93 90 Fraction massique du mélange en coupe riche en paraffines (% m/m) 6,5 7 10 viscosité du mélange base 21,3 27,8 30,3 combustible + coupe riche en paraffines à 50°C (cSt) Teneur en soufre du mélange base combustible coupe riche en paraffines (% m/m) 0,08 0,09 0,11 CCAI du mélange base combustible + coupe riche en paraffines 859 859 858 Tableau 3 : Constitution de mélanges de HCO hydrotraité et d'une coupe riche en paraffines Lors des expériences 4, 5 et 6, les mélanges obtenus ont des CCAI inférieurs à 860 et des viscosités inférieures à 80 cSt à 50°C. Ils peuvent donc être valorisés en combustibles marins de type RMD. De plus, les teneurs en soufre des mélanges 4 et 5 sont inférieures à 0,1 % m/m, ces combustibles pourront donc être utilisés dans les ZCES après 2015. La teneur en soufre du mélange 6 étant inférieure à 0,5 % m/m, ce combustible pourra donc être utilisé en dehors des ZCES après 2020-25.10

Claims (5)

1. REVENDICATIONS1) Procédé de production de combustibles marins à partir d'une charge hydrocarbonée issue d'un craquage catalytique, charge dite HCO, ayant une teneur en soufre d'au moins 0,5% en poids, et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 450°C, procédé permettant d'obtenir au moins une fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% en poids et un CCAI inférieur à 870, ledit procédé comprenant les étapes successives suivantes : a) une étape d'hydrotraitement (a) de la charge HCO éventuellement en co traitement avec 10 une autre charge hydrocarbonée produisant un effluent hydrotraité, b) une étape (b) de séparation de l'effluent hydrotraité issu de l'étape (a) pour obtenir au moins une fraction gazeuse et une fraction hydrocarbonée liquide, c) une étape (c) optionnelle de mélange de la fraction hydrocarbonée liquide issue de l'étape (b) de séparation avec une coupe hydrocarbonée riche en paraffines. 15
2. 2) Procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type HCO selon la revendication 1, dans lequel les conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement sont les suivantes : - une température comprise entre 250°C et 450°C, de préférence entre 280°C et 390°C, et 20 plus préférentiellement entre 320°C et 360°C, - une pression absolue comprise entre 5 MPa et 15 MPa, de préférence entre 6 MPa et 10 MPa, - une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard 25 (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, et plus préférentiellement de 0,3 h-1 à 1 h-1, - une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 30 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3,- l'étape c) de mélange avec une coupe paraffinique étant alors inutile car l'effluent liquide de l'étape b) conduit à un effluent liquide répondant aux spécifications du combustible marin selon la norme.
3. 3) Procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type HCO selon la revendication 1, dans lequel les conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement sont les suivantes : - une température comprise entre 250°C et 450°C, de préférence entre 280°C et 390°C, et plus préférentiellement entre 320°C et 360°C, - une pression absolue inférieure à 6 Mpa et préférentiellement inférieure à 5 MPa, - une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge dans les conditions standard (1 atmosphère et 15°C) divisé par le volume total de catalyseurs d'hydrotraitement, comprise dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1, préférentiellement de 0,2 h-1 à 2 h-1, et plus préférentiellement de 0,3 h-1 à 1 h-1, - une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 3000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3, - l'étape c) de mélange avec une coupe paraffinique étant alors nécessaire, ladite coupe paraffinique étant choisie parmi les coupes suivantes: coupes issues de la distillation directe (coupes dites "straight mn" dans la terminologie anglo saxonne), telles que des distillats atmosphériques ou sous vide et/ou des résidus atmosphériques ou sous vide.
4. 4) Procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type HCO selon la revendication 3, dans lequel la coupe paraffinique utilisée pour effectuer l'étape c) de mélange proviennent de procédés d'hydrotraitement ou d'hydrocraquage de charges issues de distillation directe atmosphérique ou sous vide, ou de procédé de conversion.
5. 5) Procédé de production de combustible marin à partir d'une charge de type HCO selon la revendication 1, dans lequel en plus de la charge HCO, l'étape d'hydrotraitement traite en co-traitement une des charges suivantes prises seule ou en mélange, dans une proportion d'au plus 30% poids par rapport à la charge totale (HCO+ charge co-traitée) : - gazole de distillation directe atmosphérique ou sous vide - LCO de craquage catalytique, - gazole de cokéfaction directe atmosphérique ou sous vide, - gazole de viscoréduction directe atmosphérique ou sous vide, - gazole d'hydroconversion (hydrotraitement et/ou hydrocraquage) de résidus directe atmosphérique ou sous vide.