FR3038906B1 - PROCESS FOR TREATING A HYDROCARBONATED LOAD CONTAINING HYDROGEN AND HYDROCARBONS - Google Patents
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Abstract
La présente invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures incluant des hydrocarbures en C1 à C4, comprenant les étapes suivantes : • on sépare la charge hydrocarbonée en une phase gazeuse (6) et une phase liquide contenant des hydrocarbures (4); • on refroidit la phase liquide (4) issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 45°C au moyen d'un dispositif de refroidissement (15); • on réalise un premier recontactage de la phase liquide (4) refroidie avec la phase gazeuse (6) dans une colonne (16) à contre-courant de manière à récupérer un premier effluent gazeux (17) riche en hydrogène et un premier effluent liquide d'hydrocarbures (18); dans lequel avant l'étape de refroidissement, on pré-refroidit la phase liquide issue de l'étape a) par échange thermique dans un échangeur (11) alimenté avec le premier effluent gazeux et/ou le premier effluent liquide d'hydrocarbures issus de l'étape c).The present invention relates to a process for treating a hydrocarbon feedstock containing hydrogen and hydrocarbons including C1 to C4 hydrocarbons, comprising the following steps: • the hydrocarbon feedstock is separated into a gaseous phase (6) and a phase hydrocarbon-containing liquid (4); The liquid phase (4) resulting from step a) is cooled to a temperature of less than or equal to 45 ° C. by means of a cooling device (15); A first recontacting of the cooled liquid phase (4) with the gaseous phase (6) is carried out in a countercurrent column (16) so as to recover a first gaseous effluent (17) rich in hydrogen and a first liquid effluent hydrocarbons (18); in which before the cooling step, the liquid phase resulting from step a) is pre-cooled by heat exchange in an exchanger (11) supplied with the first gaseous effluent and / or the first liquid hydrocarbon effluent from step c).
Description
La présente invention concerne le domaine des traitements des effluents d’unités de conversion ou de raffinage pétrolières ou pétrochimiques qui comprennent à la fois de l'hydrogène et des hydrocarbures tels que : méthane, éthane, propane, butane, des fractions d'hydrocarbures ayant de 5 à 11 atomes de carbone (désignées par C5 - Ο14), et optionnellement des hydrocarbures plus lourds tels que des hydrocarbures ayant entre 12 et 30 atomes de carbone (Ci2- C30) voire plus, souvent en faible quantité.
Il peut s'agir notamment du traitement d'un effluent de reformage catalytique ou d'aromatisation de fractions ayant un intervalle de distillation dans le domaine de l'essence (ayant essentiellement de 6 à 11 atomes de carbone), qui permet de fournir un reformat aromatique, un gaz riche en hydrogène et un gaz de pétrole liquéfié (ou "GPL") comprenant essentiellement des hydrocarbures à trois ou quatre atomes de carbone (propane et/ou propylène et/ou butane et/ou butènes et/ou butadiène, ainsi que leurs mélanges). La présence des hydrocarbures en C3 et C4 dans les effluents du reformage catalytique est notamment liée aux réactions d'hydrocraquage qui ont lieu de façon concomitante avec les réactions de déshydrogénation. L'invention est également applicable à des effluents de déshydrogénation, par exemple de butane, ou de pentane, ou d'hydrocarbures supérieurs, par exemple des fractions comprenant essentiellement des hydrocarbures ayant de 10 à 14 atomes de carbone, dont les oléfines sont utilisées en aval pour la fabrication d'alkyl-benzènes linéaire.
Le procédé selon l'invention peut également s'appliquer à l'hydrotraitement (et/ou hydrodésulfuration et/ou hydrodémétallisation et/ou hydrogénation totale ou sélective) de toutes coupes hydrocarbonées telle que naphta, essence, kérosène, gasoil léger, gasoil lourd, distillât sous vide, résidu sous vide. De façon plus générale, il est applicable à tout effluent comprenant de l'hydrogène, des hydrocarbures légers (méthane et/ou éthane), des hydrocarbures en C3 et C4 et ainsi que des hydrocarbures plus lourds.
Etat de la technique
On connaît dans l'état de la technique le document US 4,673,488 qui divulgue un procédé pour récupérer des hydrocarbures légers d'un effluent réactionnel contenant de l'hydrogène issu d'une réaction de conversion d'une charge d'hydrocarbures qui comprend: • le passage de l'effluent partiellement condensé comprenant des hydrocarbures C5+, du méthane, de l'éthane, du propane, du butane et de l'hydrogène dans un zone de séparation vapeur-liquide qui comprend au moins deux séparateurs vapeur-liquide et dans lequel au moins une étape de recontactage vapeur-liquide est effectuée; • la séparation de l'effluent obtenu après la zone de séparation vapeur-liquide en un flux de gaz riche en hydrogène et un flux d'hydrocarbures liquides; • le passage du flux d'hydrocarbures liquides dans une zone de fractionnement comprenant au moins une colonne de fractionnement de manière à récupérer un flux d'hydrocarbures lourds, un flux de vapeur de tête, et un flux liquide de tête; et • le recyclage d'une partie du courant de vapeur de tête dans ladite zone de séparation vapeur-liquide.
On connaît également le document FR 2 873 710 qui décrit un procédé pour le traitement d'une charge hydrocarbonée comprenant une phase liquide hydrocarbonée et une phase gazeuse riche en hydrogène, dans lequel : a) on sépare la charge en un liquide et un gaz, b) on comprime une partie au moins du gaz, qui est mis ensuite en contact avec une partie au moins du liquide de manière à récupérer un liquide et un gaz riche en hydrogène, c) on fractionne ensuite le liquide issu de l'étape b) pour obtenir au moins : un liquide stabilisé sensiblement exempt de LPG et de produits plus légers, un effluent liquide léger comprenant essentiellement du LPG et un courant gazeux qui est au moins en partie recyclé, et dans lequel au moins l’un des courants gazeux issus de l'étape a) ou de l'étape c) est contacté à contre-courant par un liquide non stabilisé issu des étapes a) ou b). Le liquide non stabilisé est sous-refroidi d’au moins 10 °C en dessous de son point de bulle à la pression de contactage.
Le terme «stabilisé», pour un reformat (ou un autre liquide stabilisé selon l’invention) désigne un reformat (ou autre liquide) ayant été distillé pour éliminer la plus grande partie, et généralement sensiblement la totalité des composés à 4 atomes de carbone ou moins (C4 ).
Un but de l'invention est de fournir un procédé permettant de maximiser la récupération de l’hydrogène et des hydrocarbures en C3 et C4 qui peuvent être mieux valorisés par rapport à une simple consommation comme combustibles dans la raffinerie et qui est plus économique du point de vue énergétique. Résumé de l’invention
La présente invention concerne donc un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures incluant des hydrocarbures en C1 à C4, comprenant les étapes suivantes : a) on sépare la charge hydrocarbonée en une phase gazeuse et une phase liquide contenant des hydrocarbures; b) on refroidit la phase liquide issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 45°C au moyen d'un dispositif de refroidissement; c) on réalise un premier recontactage de la phase liquide refroidie avec la phase gazeuse dans une colonne à contre-courant de manière à récupérer un premier effluent gazeux riche en hydrogène et un premier effluent liquide d'hydrocarbures; d) on réalise un second recontactage de l'effluent liquide d'hydrocarbures avec un gaz de recycle et on sépare un second effluent gazeux enrichi en hydrocarbures C1 et C2 et un second effluent liquide d'hydrocarbures; e) on fractionne le second effluent liquide d'hydrocarbures issue de l'étape d) dans une colonne de fractionnement de manière à séparer une fraction gazeuse de tête et une fraction liquide de fond contenant des hydrocarbures ayant plus de 4 atomes de carbone; f) on condense la fraction gazeuse de tête issue de l'étape e) et on sépare une phase liquide contenant majoritairement des hydrocarbures en C3 et C4 et une phase gazeuse qui est recyclée à l'étape d), dans lequel avant l'étape b) de refroidissement, on pré-refroidit la phase liquide issue de l'étape a) par échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec le premier effluent gazeux et/ou le premier effluent liquide d'hydrocarbures issus de l'étape c).
Le terme "recontactage" désigne une opération qui permet d’extraire des composés contenus dans une phase gazeuse au moyen d’une phase liquide qui a un pouvoir absorbant grâce à une mise en contact entre les deux phases. Par exemple un recontactage peut être assuré en réalisant un contact direct par mélange en ligne des phases liquide et gazeuse ou dans un dispositif de recontactage dédié à l'opération unitaire.
Le procédé selon l'invention utilise de façon avantageuse les frigories contenus dans les effluents gazeux ou liquide générés à l'étape de reconcactage effectuée dans une colonne de recontactage (ou d'absorption) pour pré-refroidir la phase liquide d'hydrocarbures avant que cette dernière ne subisse un refroidissement qui permet d'atteindre la température désirée pour l'étape de recontactage. L'intégration thermique permet ainsi de réduire de manière notable la consommation en utilité froide et donc la consommation globale en énergie du procédé. Cette intégration thermique est d'autant plus avantageuse que la phase liquide d'hydrocarbures doit être refroidie à une température inférieure ou égale à 10°C, ce refroidissement nécessitant alors la mise en œuvre d'un groupe frigorifique qui est un appareillage énergivore.
Selon un mode de réalisation, avant l'étape b) de refroidissement, la phase liquide issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec le premier effluent gazeux froid issu de la colonne de recontactage (ou d’absorption) et la phase gazeuse issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec le premier effluent liquide d'hydrocarbures froid issu cette même colonne de recontactage.
Alternativement, avant l'étape b) de refroidissement, la phase liquide issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec l’effluent liquide d'hydrocarbures froid issu de la colonne de recontactage et la phase gazeuse issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec l’effluent gazeux froid issu de la colonne de recontactage.
Ces modes de réalisation améliorent l'intégration thermique du procédé en utilisant avantageusement les frigories des premiers effluents gazeux et liquide (issus de l'étape de recontactage c)) pour pré-refroidir les phases gazeuses et liquides impliquées dans l'étape c)
Dans un mode de réalisation, on refroidit la phase liquide issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 0°C au moyen d'un dispositif de refroidissement.
Selon un autre mode de réalisation, on refroidit la phase gazeuse issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 0°C au moyen d'un dispositif de refroidissement, étant entendu que ladite étape de refroidissement de la phase gazeuse est réalisée après l'étape d'échange de chaleur si cette dernière existe.
Selon un mode de réalisation préféré, une partie ou la totalité du second effluent gazeux enrichi en hydrocarbures C1 et C2 est recyclée avant la première étape de recontactage. De préférence, le second effluent gazeux est mélangé avec la phase gazeuse issue de l'étape a) avant la première étape de recontactage. Le recyclage du second effluent gazeux à la première étape de recontactage permet notamment d'améliorer le rendement de récupération des composés en C3 et C4 mais également de celui de l’hydrogène.
De préférence, la séparation effectuée à l'étape d) est réalisée au moyen d'un ballon de séparation.
La première étape de recontactage (étape c)) est généralement effectuée à une température comprise entre -20 et 55°C, de préférence à une température comprise entre -10 et 10°C.
La première étape de recontactage est effectuée à une pression comprise entre 1,6 et 4 MPa.
De préférence, la seconde étape de recontactage (étape d)) est effectuée à une température comprise entre 10 et 55°C. De préférence, la température de la seconde étape de recontactage n’est pas contrôlée et résulte de l’équilibre thermodynamique après mélange de la phase gazeuse issue de l’étape de stabilisation e) et du liquide issue de la phase de recontactage dans la colonne (étape c).
De préférence, la colonne utilisée pour le recontactage à contre-courant comprend entre 5 et 15 plateaux théoriques.
Le procédé selon l'invention est de préférence mis en œuvre pour traiter une charge hydrocarbonée qui est un effluent d'un procédé de reformage catalytique.
Description détaillée de l'invention
Les autres caractéristiques et avantages de l'invention vont apparaître à la lecture de la description qui va suivre, donnée à titre uniquement illustratif et non limitatif, et en référence aux dessins des figures suivante: • la figure 1 est un schéma de principe du procédé selon l'invention selon un premier mode de réalisation; • la figure 2 est un schéma de principe du procédé selon l'invention selon un second mode de réalisation; • la figure 3 est un schéma de principe d'un procédé non-conforme à l'invention, représentant un cas particulier décrit dans le brevet FR 2 873 710.
Les éléments semblables sont généralement désignés pas des signes de référence identiques. En outre les lignes ou les blocs en pointillé désignent des éléments facultatifs.
La charge qui est traitée par le procédé est par exemple un effluent d'une unité de reformage catalytique, des effluents de déshydrogénation, par exemple de butane, ou de pentane, ou d'hydrocarbures supérieurs, par exemple des fractions comprenant essentiellement des hydrocarbures ayant de 10 à 14 atomes de carbone, dont les oléfines sont utilisées en aval pour la fabrication d'alkyl-benzènes linéaires (appelés communément LAB).
Le procédé selon l'invention peut également s'appliquer à des effluents d'unités d'hydrotraitement (hydrodésulfuration, hydrodémétallisation, hydrogénation totale ou sélective) de toutes coupes hydrocarbonées telles que naphta, essence, kérosène, gasoil léger, gasoil lourd, distillât sous vide, résidu sous vide. De façon plus générale, il est applicable à tout effluent comprenant de l'hydrogène, des hydrocarbures légers (méthane et/ou éthane), des LPG (propane et/ou butane) ainsi que des hydrocarbures plus lourds.
De préférence, le procédé selon l'invention permet de traiter des effluents issus d'unités de reformage catalytique.
En référence à la figure 1, la charge hydrocarbonée contenant une phase gazeuse comprenant de l'hydrogène et une phase d'hydrocarbures incluant des hydrocarbures en C1, C2, C3 et C4 est envoyée par la ligne 1 dans une dispositif de séparation gaz-liquide 2 qui peut être un ballon séparateur gaz-liquide connu de l'homme du métier.
Le dispositif de séparation 2 permet de récupérer une phase gazeuse 3 et une phase liquide d'hydrocarbures 4, respectivement en tête et en fond dudit dispositif 2. Comme indiqué à la figure 1, la fraction gazeuse 3 de tête qui contient majoritairement de l'hydrogène et des hydrocarbures légers en C1, C2, C3 et C4 peut être divisée en deux flux 5 et 6. Le flux 5 est recyclé comme gaz de recycle dans une unité réactionnelle situé en amont, par exemple une unité de reformage catalytique. Quant au flux de gaz 6, il est comprimé au moyen du compresseur 7 et ensuite envoyé dans un système de refroidissement 8. Le gaz 6 est typiquement comprimé à une pression comprise entre 0,6 et 1,0 MPa.
Le gaz 6 comprimé est éventuellement mélangé avec un gaz de recycle, amené par la ligne 25, dont l'origine est détaillée ci-dessous. Le gaz ou le mélange de gaz est refroidi par exemple à une température inférieure à 55°C. Le gaz ou le mélange de gaz issu du système de refroidissement 8 (par exemple un refroidisseur à air ou à eau) est transféré dans un ballon séparateur pour récupérer un gaz 10 épuré en hydrocarbures liquides qui ont condensé par refroidissement.
Le gaz refroidi 10 est comprimé au moyen du compresseur 7 à une pression généralement comprise entre 1,6 et 4,0 MPa.
Le gaz 10 comprimé est soumis à une étape de recontactage à basse température en présence de la phase liquide d'hydrocarbures 4 issue du dispositif de séparation gaz-liquide 2. Comme représenté sur la figure 1, le gaz comprimé est d'abord pré-refroidi au moyen d'un refroidisseur (à air ou à eau) 12, puis subit un échangeur thermique indirect au moyen d'un échangeur 13 qui est alimenté par un flux froid décrit ci-après. Le gaz peut ensuite être avantageusement refroidi au moyen d'un dispositif de refroidissement (non représenté), par exemple un groupe de réfrigération ("Chiller" selon la terminologie anglo-saxonne) afin de porter le gaz à une température inférieure ou égale à 0°C.
Selon l'invention, la phase liquide d'hydrocarbures 4 est employée comme liquide absorbant dans l'étape de recontactage. Ainsi la phase liquide d'hydrocarbures 4 est d'abord prérefroidie par échange thermique indirect, via un échangeur 11 qui est alimenté par un flux froid décrit ci-après. La phase liquide d'hydrocarbures 4 pré-refroidie est ensuite refroidie à une température inférieure ou égale à 45°C au moyen d'un dispositif de refroidissement 15. On peut utiliser différents types de moyen de refroidissement en fonction de la température désirée. Par exemple on met en œuvre un refroidisseur à air ou à eau lorsque que la température visée est comprise entre 20 et 45°C. On privilégiera l'emploi un groupe de réfrigération ("Chiller" selon la terminologie anglo-saxonne) lorsque l'on cherche à refroidir la phase liquide d'hydrocarbures à une température inférieure ou égale à 20°C, de préférence à une température comprise entre -10 et 20°C.
Le gaz 10 et la phase liquide d'hydrocarbures 4 refroidie sont mis en contact à contre-courant dans une colonne 16 de recontactage (ou d'absorption) qui peut comporter des plateaux perforés ou à calotte, ou tout autre plateau de contactage ou bien être garnie d'éléments de garnissage structurés ou non (anneaux pall, raschig ou autres). La colonne peut par exemple avoir un nombre de plateaux théorique de séparation compris entre 5 et 15, de préférence compris entre 7 et 10. Le recontactage consiste à réaliser une absorption des hydrocarbures en C1 à C4 présents dans le gaz au moyen de la phase liquide d'hydrocarbures refroidie. De manière générale, en fonction de la température des phases gazeuse et liquide qui sont mis en contact dans la colonne, l'étape de recontactage est réalisée à une température comprise entre -20 et 55°C, de préférence comprise entre -10 et 10°C.
De la colonne de recontactage 16, qui est généralement opérée à une pression comprise entre 1,6 et 4,0 MPa, on soutire un effluent gazeux riche en hydrogène par la ligne 17. L'effluent gazeux froid est utilisé comme fluide thermique pour l'échangeur 11 qui réalise un échange thermique indirect avec la phase liquide d'hydrocarbures 4, comme décrit plus-haut. L'effluent liquide froid évacué par le fond de la colonne 16 par la ligne 18 est également employé comme fluide thermique afin d'alimenter l'échangeur 13 pour pré-refroidir la phase gazeuse 10. L'utilisation de fluides froids issus de l’étape de recontactage permet de réduire notablement la consommation énergétique des dispositifs de refroidissement 14 et 15 et en particulier du dispositif de refroidissement 15 qui est nécessaire pour réaliser un refroidissement de la phase liquide d'hydrocarbures afin d'augmenter sa capacité d'absorption pour être utilisée comme fluide liquide de recontactage.
Le gaz riche en hydrogène 17 est évacué de l'unité de traitement par la ligne 19 après éventuellement passage à travers un lit de garde 20 ("Guard bed" selon la terminologie anglo-saxonne) afin d'adsorber le chlore présent dans le gaz lorsque la charge hydrocarbonée traitée par le procédé est un effluent de reformage catalytique
Selon le procédé, l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16 est utilisé comme fluide de recontactage dans une seconde étape de recontactage qui consiste à mettre en contact ledit effluent liquide avec un fluide gazeux de recycle apporté par la ligne 21, afin d'améliorer la récupération de composés en C3 et C4 (GPL) et évacuer le méthane et l'éthane du procédé.
Comme indiqué sur la figure 1, le second recontactage est réalisée par contact direct en mélange en ligne de l'effluent liquide 18 avec le gaz de recycle 21. La seconde étape de recontactage est réalisée à une température supérieure à celle de la première étape de recontactage, qui est généralement comprise entre 10 et 55°C. Cette température résulte de l’équilibre thermodynamique de l’absorption du liquide 18 et de la vapeur 21. De préférence aucun moyen de contrôle de la température (par exemple du type échangeur de chaleur) n’est utilisé.
Le mélange gaz/liquide est transféré par la ligne 22 dans un ballon séparateur 23 qui est opéré de manière à maximiser la récupération dans le gaz de tête de l’hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2. L'effluent gazeux contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2 est soutiré par la ligne 24 pour être recyclé en totalité ou en partie dans le procédé par la ligne 25. La partie de l'effluent gazeux contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2 qui n'est pas recyclée, est évacuée du procédé par la ligne 26. Cet effluent gazeux peut être utilisé notamment comme gaz combustible dans la raffinerie.
Le recyclage, en totalité ou en partie, de l'effluent gazeux contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2 en amont de la première étape de recontactage, par exemple comme indiqué sur la figure 1 en mélange avec le gaz 6 comprimé issu du ballon séparateur 2 a pour effet avantageux d'améliorer le rendement de récupération de l'hydrogène lors de la première étape de recontactage.
En référence à la figure 1, par le fond du ballon de séparation 23, on récupère un effluent liquide 27 contenant essentiellement des hydrocarbures ayant trois et plus de trois atomes de carbone (C3+) et également minoritairement des hydrocarbures en C1 et C2. L'effluent liquide 27 est chauffé avant d'être envoyé vers une unité de stabilisation qui est opérée de manière à récupérer un effluent liquide d'hydrocarbures stabilisé et un distillât comprenant en majorité des hydrocarbures en C3 et C4. L'unité de stabilisation comprend une colonne de distillation 28 dont le fond est pourvu d'une conduite de circulation équipée d'un circuit de recirculation comprenant un rebouilleur (non représentés) et d’une conduite d'évacuation 29 de l'effluent liquide stabilisé. Le gaz de tête de la colonne 28 circule dans un conduit 30 relié à un système de condensation comprenant un dispositif de refroidissement 31 du gaz de tête et un ballon de reflux 32. Le liquide condensé séparé au ballon de reflux 32 est évacué via la ligne 33 et est divisé en deux flux, un flux étant recyclé dans la colonne 28 par la ligne 34 tandis que le flux complémentaire non recyclé est évacué par la ligne 35 hors du procédé comme flux de GPL. Le gaz résiduel soutiré en tête du ballon de reflux 32, non condensé et comprenant potentiellement des quantités non négligeables d'hydrocarbures C3 et C4 est évacué par la ligne 21 et recyclé dans le procédé pour subir une étape de recontactage avec l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16, comme précisé plus-haut.
Toujours en référence à la figure 1, l'effluent liquide stabilisé 29 récupéré en fond de la colonne de distillation 28, sert avantageusement à alimenter un système d'échangeur de chaleur indirect 36,37 afin de préchauffer l'effluent liquide 27 avant son entrée dans la colonne de distillation 25. Cette intégration thermique permet ainsi de réduire la puissance de chauffe nécessaire au rebouilleur pour faire fonctionner la colonne de distillation 28.
Comme indiqué sur la figure 1, il est avantageux de disposer en amont de la colonne de distillation 28 un lit de garde 38 configuré pour capter le chlore éventuellement présent dans l'effluent liquide 27 dans le cas où la charge hydrocarbonée traitée par le procédé est un effluent d'unité de reformage catalytique.
La figure 2 représente schéma de principe du procédé selon l'invention selon un second mode de réalisation.
Le second mode de réalisation diffère de celui de la figure 1 en ce que d'une part la phase liquide d'hydrocarbures 4 est pré-refroidie par échange thermique dans un échangeur 11 alimenté avec un fluide froid qui est l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16 et, d'autre part, en ce que le gaz comprimé 10 est pré-refroidie par échangeur thermique indirect au moyen d'un échangeur 13 qui est alimenté par l'effluent gazeux 17 riche en hydrogène soutiré en tête de la colonne de recontactage 16.
Cette configuration permet d’équilibrer plus facilement les débits des effluents gazeux et liquide qui alimentent les échangeurs 11 et 13 en fonction des besoins et/ou des disponibilités des frigories pour pré-refroidir les phases gazeuse et liquide qui sont mis en contact dans la colonne.
Exemple
Exemple 1 L'exemple 1 (comparatif) illustre le fonctionnement d'un procédé de traitement illustré à la figure 3, dans lequel la phase gazeuse 6 et la phase liquide d'hydrocarbures 4 sont refroidies à une température de 0°C au moyen de deux groupes frigorifiques avant d'être mises en contact à contrecourant dans la colonne de recontactage 16. On notera également que l'effluent gazeux 24 produit à la seconde étape de recontactage n'est pas recyclé à la première étape de recontactage.
La charge hydrocarbonée traitée est un effluent (ou reformat) issu du reformage catalytique dont la composition est donnée dans le tableau 1 :
Tableau 1: Composition du reformat
La charge hydrocarbonée est d'abord traitée dans un ballon séparateur 2 afin de séparer une phase gazeuse 6 contenant majoritairement de l'hydrogène et une phase liquide 4 contenant des hydrocarbures.
La phase gazeuse 6 issue de l'étape de séparation est comprimée par des compresseurs 7 avec des refroidissements intermédiaires nécessaires au bon fonctionnement des compresseurs et est envoyée à la première étape recontactage avec la phase liquide 4 issue de l'étape de séparation. Les phases gazeuse et liquide qui ont une température initiale d'environ 100 et 40°C respectivement sont refroidies à une température de 0°C au moyen des groupes frigorifiques 14 et 15. Les phases gazeuse et liquide refroidies sont mis en contact à contrecourant dans une colonne de recontactage 16 comprenant 9 plateaux
théoriques qui est opérée à une pression de 3.1 MPa. De la colonne de recontactage, on soutire un gaz 17 riche en hydrogène et une phase liquide 18 contenant des hydrocarbures. La phase liquide 18 est ensuite mise en contact avec une phase gazeuse de recycle 21 provenant du ballon de reflux de la colonne de distillation. Le second recontactage est opéré en ligne et le mélange est séparé dans un ballon séparateur 23 à une pression de 1,6 MPa de manière à fournir un gaz 24 qui n'est pas recyclé au premier recontactage et une phase liquide 27.
La phase liquide 27 est fractionnée dans une colonne de fractionnement 28 (ou colonne de stabilisation) de manière à récupérer une fraction gazeuse de tête 30 et une fraction liquide de fond 29 stabilisée contenant des hydrocarbures ayant plus de 4 atomes de carbone. Cette colonne est opérée avec une pression de 1,6 MPa et une température de 43°C au ballon de reflux.
La fraction gazeuse de tête 30 est condensée dans un ballon de reflux d'où l'on sépare une phase liquide 33 contenant des hydrocarbures en C3-C4 (GPL) condensés et une phase gazeuse 21 qui est recyclée au second recontactage.
Le tableau 2 regroupe les taux de récupération des différents produits des flux générés par le procédé de l'exemple 1.
Tableau 2
Exemple 2 L'exemple 2 illustre le procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon l'invention en référence à la figure 1. Il diffère de l'exemple 1 par le fait que le gaz 24 obtenu à l'issue du second recontactage est totalement recyclé au premier recontactage et en ce que la phase
gazeuse comprimée 6 est refroidie par échange thermique indirect via un échangeur 13 alimenté avec l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16 et en ce que la phase liquide d'hydrocarbures est pré-refroidie par un échangeur 11 alimenté avec l'effluent gazeux 17 issu de la colonne de recontactage 16 puis refroidie au moyen du groupe frigorifique 15 à une température de 0°C.
Les températures, en entrée de la colonne de recontactage, des phases liquide et gazeuse sont respectivement de 0°C et de 40°C.
Les autres conditions opératoires mentionnées dans l'exemple 1 sont maintenues identiques pour l'exemple 2.
Le tableau 3 donne les taux de récupération des différents produits des flux générés par le procédé de l'exemple 2.
Tableau 3
Exemple 3 L'exemple 3 est fondé sur le procédé selon l'invention conforme à la figure 2.
Par rapport à la figure 1, l'exemple 3 diffère en ce que les phases liquide 4 et gazeuse 10 sont d'abord pré-refroidies par échange thermique avec un échangeur de chaleur alimenté respectivement avec l'effluent liquide 18 et l'effluent gazeux 17, puis refroidies avec les groupes frigorifiques 14 et 15 pour atteindre une température de 0°C en entrée de la colonne de recontactage 16.
Le tableau 4 donne les taux de récupération des différents produits des flux générés par le procédé de l'exemple 3.
Tableau 4
En comparant les résultats de l'exemple 1 avec ceux des exemples 2 et 3, on constate que les pré-refroidissements des phases gazeuse et liquide avec un fluide froid issu de la colonne de recontactage permet de réduire de façon significative la consommation énergétique dans les échangeurs 14 et 15. Le procédé permet par ailleurs d'améliorer le taux de récupération des hydrocarbures en C3 et C4 dans le flux liquide 33 et de l'hydrogène dans le flux 17, notamment grâce au recyclage du gaz obtenu après séparation gaz/liquide de l'effluent récupéré après la seconde étape de recontactage. L’exemple 2 comparé à l'exemple 3 met en avant l’intérêt de supprimer le groupe frigorifique qui refroidit la phase gazeuse entrant dans la colonne de recontactage. Ce mode de réalisation permet ainsi limiter la consommation en utilité froide sans impacter significativement la récupération des produits C3 et C4 (perte de seulement 0,8% poids sur la récupération de la coupe C3-C4).
The present invention relates to the field of treatment of effluents from petroleum or petrochemical conversion or refining units which comprise both hydrogen and hydrocarbons such as: methane, ethane, propane, butane, hydrocarbon fractions having from 5 to 11 carbon atoms (designated C5 - Ο14), and optionally heavier hydrocarbons such as hydrocarbons having 12 to 30 carbon atoms (C12-C30) or more, often in small amounts.
This may include the treatment of a catalytic reforming effluent or aromatisation of fractions having a distillation range in the field of gasoline (having essentially from 6 to 11 carbon atoms), which makes it possible to provide a aromatic reformate, a hydrogen-rich gas and a liquefied petroleum gas (or "LPG") essentially comprising hydrocarbons having three or four carbon atoms (propane and / or propylene and / or butane and / or butenes and / or butadiene, as well as their mixtures). The presence of C3 and C4 hydrocarbons in the catalytic reforming effluents is particularly related to the hydrocracking reactions which take place concomitantly with the dehydrogenation reactions. The invention is also applicable to dehydrogenation effluents, for example butane, or pentane, or higher hydrocarbons, for example fractions essentially comprising hydrocarbons having from 10 to 14 carbon atoms, the olefins of which are used in downstream for the manufacture of linear alkyl benzenes.
The process according to the invention can also be applied to the hydrotreating (and / or hydrodesulfurization and / or hydrodemetallization and / or total or selective hydrogenation) of all hydrocarbon cuts such as naphtha, gasoline, kerosene, light gas oil, heavy gas oil, vacuum distillate, vacuum residue. More generally, it is applicable to any effluent comprising hydrogen, light hydrocarbons (methane and / or ethane), C3 and C4 hydrocarbons and heavier hydrocarbons.
State of the art
US Pat. No. 4,673,488 discloses a method for recovering light hydrocarbons from a hydrogen-containing reaction effluent resulting from a hydrocarbon feed conversion reaction which comprises: passing the partially condensed effluent comprising C5 + hydrocarbons, methane, ethane, propane, butane and hydrogen in a vapor-liquid separation zone which comprises at least two vapor-liquid separators and in which at least one vapor-liquid recontacting step is performed; Separating the effluent obtained after the vapor-liquid separation zone into a hydrogen-rich gas stream and a liquid hydrocarbon stream; • passing the liquid hydrocarbon stream in a fractionation zone comprising at least one fractionation column so as to recover a heavy hydrocarbon stream, a head vapor stream, and a liquid head flow; and recycling a portion of the overhead steam stream to said vapor-liquid separation zone.
Document FR 2 873 710 describes a method for the treatment of a hydrocarbon feedstock comprising a hydrocarbon liquid phase and a hydrogen-rich gas phase, in which: a) the feedstock is separated into a liquid and a gas, b) compressing at least a portion of the gas, which is then brought into contact with at least a portion of the liquid so as to recover a liquid and a gas rich in hydrogen, c) then fractionating the liquid from step b ) to obtain at least: a stabilized liquid substantially free of LPG and lighter products, a light liquid effluent comprising essentially LPG and a gaseous stream which is at least partly recycled, and wherein at least one of the gaseous streams from step a) or step c) is contacted against the current by an unstabilized liquid from steps a) or b). The unstabilized liquid is subcooled at least 10 ° C below its bubble point at the contact pressure.
The term "stabilized" for a reformate (or other stabilized liquid according to the invention) refers to a reformate (or other liquid) that has been distilled to remove most, and generally substantially all, 4-carbon compounds. or less (C4).
An object of the invention is to provide a method for maximizing the recovery of hydrogen and C3 and C4 hydrocarbons which may be better valued compared to a simple consumption as fuel in the refinery and which is more economical from the point energy perspective. Summary of the invention
The present invention therefore relates to a process for treating a hydrocarbon feedstock containing hydrogen and hydrocarbons including C1-C4 hydrocarbons, comprising the following steps: a) the hydrocarbon feedstock is separated into a gaseous phase and a liquid phase containing hydrocarbons; b) the liquid phase resulting from step a) is cooled to a temperature of less than or equal to 45 ° C by means of a cooling device; c) first recontacting the cooled liquid phase with the gas phase in a countercurrent column so as to recover a first gaseous effluent rich in hydrogen and a first liquid effluent of hydrocarbons; d) a second recontacting of the hydrocarbon liquid effluent with a recycle gas and separating a second hydrocarbon enriched effluent C1 and C2 and a second hydrocarbon liquid effluent; e) fractionating the second liquid hydrocarbon effluent from step d) into a fractionation column so as to separate a gaseous overhead fraction and a bottom liquid fraction containing hydrocarbons having more than 4 carbon atoms; f) the gaseous overhead fraction resulting from step e) is condensed and a liquid phase containing predominantly C 3 and C 4 hydrocarbons and a gaseous phase which is recycled in step d), in which prior to the stage, is separated off b) cooling, the liquid phase from step a) is pre-cooled by heat exchange in an exchanger fed with the first gaseous effluent and / or the first hydrocarbon liquid effluent from step c).
The term "recontacting" refers to an operation which makes it possible to extract compounds contained in a gaseous phase by means of a liquid phase which has an absorptive capacity through contacting between the two phases. For example, a recontacting can be ensured by making direct contact by in-line mixing of the liquid and gaseous phases or in a recontacting device dedicated to the unit operation.
The process according to the invention advantageously uses the frigories contained in the gaseous or liquid effluents generated in the reclumping stage carried out in a recontacting (or absorption) column to pre-cool the hydrocarbon liquid phase before the latter does not undergo cooling which makes it possible to reach the desired temperature for the recontacting step. The thermal integration thus makes it possible to significantly reduce the consumption of cold utility and therefore the overall energy consumption of the process. This thermal integration is all the more advantageous that the liquid hydrocarbon phase must be cooled to a temperature of less than or equal to 10 ° C, this cooling then requiring the implementation of a refrigeration unit which is an energy-consuming equipment.
According to one embodiment, before the cooling step b), the liquid phase resulting from step a) undergoes a heat exchange in an exchanger fed with the first cold gaseous effluent coming from the recontacting column (or from absorption) and the gaseous phase from step a) undergoes a heat exchange in an exchanger fed with the first cold hydrocarbon liquid effluent from the same recontacting column.
Alternatively, before the cooling step b), the liquid phase resulting from step a) undergoes a heat exchange in an exchanger fed with the cold hydrocarbon liquid effluent from the recontacting column and the gaseous phase of step a) undergoes a heat exchange in an exchanger fed with the cold gaseous effluent from the recontacting column.
These embodiments improve the thermal integration of the process by advantageously using the frigories of the first gaseous and liquid effluents (resulting from the recontacting step c)) to pre-cool the gaseous and liquid phases involved in step c)
In one embodiment, the liquid phase resulting from step a) is cooled to a temperature of less than or equal to 0 ° C. by means of a cooling device.
According to another embodiment, the gas phase resulting from step a) is cooled to a temperature of less than or equal to 0 ° C. by means of a cooling device, it being understood that said step of cooling the gaseous phase is performed after the heat exchange step if the latter exists.
According to a preferred embodiment, part or all of the second hydrocarbon enriched effluent C1 and C2 is recycled before the first recontacting step. Preferably, the second gaseous effluent is mixed with the gaseous phase resulting from step a) before the first recontacting step. The recycling of the second gaseous effluent to the first recontacting step notably makes it possible to improve the recovery yield of the C 3 and C 4 compounds, but also that of hydrogen.
Preferably, the separation carried out in step d) is carried out by means of a separation flask.
The first step of recontacting (step c)) is generally carried out at a temperature between -20 and 55 ° C, preferably at a temperature between -10 and 10 ° C.
The first recontacting step is carried out at a pressure of between 1.6 and 4 MPa.
Preferably, the second step of recontacting (step d)) is carried out at a temperature between 10 and 55 ° C. Preferably, the temperature of the second recontacting step is not controlled and results from the thermodynamic equilibrium after mixing the gaseous phase resulting from the stabilization step e) and the liquid resulting from the recontacting phase in the column (step c).
Preferably, the column used for the countercurrent recontacting comprises between 5 and 15 theoretical plates.
The process according to the invention is preferably implemented to treat a hydrocarbon feedstock which is an effluent from a catalytic reforming process.
Detailed description of the invention
The other features and advantages of the invention will become apparent on reading the following description, given solely by way of illustration and without limitation, and with reference to the drawings of the following figures: FIG. 1 is a schematic diagram of the process according to the invention according to a first embodiment; FIG. 2 is a block diagram of the method according to the invention according to a second embodiment; FIG. 3 is a block diagram of a process not in accordance with the invention, representing a particular case described in patent FR 2 873 710.
Similar items are generally referred to as identical reference signs. In addition, the dashed lines or blocks designate optional elements.
The feedstock that is treated by the process is, for example, an effluent from a catalytic reforming unit, dehydrogenation effluents, for example butane, or pentane, or higher hydrocarbons, for example fractions essentially comprising hydrocarbons having from 10 to 14 carbon atoms, whose olefins are used downstream for the manufacture of linear alkyl benzenes (commonly called LAB).
The process according to the invention can also be applied to effluents from hydrotreating units (hydrodesulfurization, hydrodemetallization, total or selective hydrogenation) of all hydrocarbon cuts such as naphtha, gasoline, kerosene, light gas oil, heavy gas oil, distillate under empty, vacuum residue. More generally, it is applicable to any effluent comprising hydrogen, light hydrocarbons (methane and / or ethane), LPG (propane and / or butane) and heavier hydrocarbons.
Preferably, the process according to the invention makes it possible to treat effluents originating from catalytic reforming units.
With reference to FIG. 1, the hydrocarbon feedstock containing a gaseous phase comprising hydrogen and a hydrocarbon phase including C 1, C 2, C 3 and C 4 hydrocarbons is sent via line 1 into a gas-liquid separation device 2 which may be a gas-liquid separator flask known to those skilled in the art.
The separation device 2 makes it possible to recover a gaseous phase 3 and a hydrocarbon liquid phase 4, respectively at the top and at the bottom of said device 2. As indicated in FIG. 1, the gaseous fraction 3 at the top which contains mainly hydrogen and C1, C2, C3 and C4 light hydrocarbons can be divided into two streams 5 and 6. The stream 5 is recycled as a recycle gas into an upstream reaction unit, for example a catalytic reforming unit. As for the gas stream 6, it is compressed by means of the compressor 7 and then sent to a cooling system 8. The gas 6 is typically compressed to a pressure of between 0.6 and 1.0 MPa.
The compressed gas 6 is optionally mixed with a recycle gas brought in line 25, the origin of which is detailed below. The gas or gas mixture is cooled, for example, to a temperature below 55 ° C. The gas or gas mixture from the cooling system 8 (e.g., an air or water cooler) is transferred to a separator flask to recover a purified liquid hydrocarbon gas which has condensed by cooling.
The cooled gas 10 is compressed by means of the compressor 7 at a pressure generally between 1.6 and 4.0 MPa.
The compressed gas is subjected to a low temperature recontacting step in the presence of the hydrocarbon liquid phase 4 from the gas-liquid separation device 2. As shown in FIG. 1, the compressed gas is firstly cooled by means of a cooler (air or water) 12, then undergoes an indirect heat exchanger by means of an exchanger 13 which is fed with a cold flow described below. The gas can then be advantageously cooled by means of a cooling device (not shown), for example a refrigeration unit ("chiller" according to the English terminology) in order to bring the gas to a temperature less than or equal to 0 ° C.
According to the invention, the hydrocarbon liquid phase 4 is used as an absorbing liquid in the recontacting step. Thus the hydrocarbon liquid phase 4 is first pre-cooled by indirect heat exchange, via an exchanger 11 which is fed with a cold flow described below. The pre-cooled hydrocarbon liquid phase 4 is then cooled to a temperature of less than or equal to 45 ° C by means of a cooling device 15. Different types of cooling means can be used depending on the desired temperature. For example, an air or water cooler is used when the target temperature is between 20 and 45 ° C. It will be preferred to use a refrigeration unit ("chiller" according to the English terminology) when it is desired to cool the hydrocarbon liquid phase at a temperature of less than or equal to 20 ° C., preferably at a temperature comprised between between -10 and 20 ° C.
The gas 10 and the cooled liquid hydrocarbon phase 4 are brought into countercurrent contact in a recontacting (or absorption) column 16 which may comprise perforated or cap trays, or any other contact plate, or else be lined with structured packing elements or not (pall, raschig or other rings). The column may for example have a number of theoretical separation plates of between 5 and 15, preferably between 7 and 10. The recontacting consists in carrying out an absorption of the C1 to C4 hydrocarbons present in the gas by means of the liquid phase. of cooled hydrocarbons. In general, depending on the temperature of the gaseous and liquid phases which are brought into contact in the column, the recontacting step is carried out at a temperature between -20 and 55 ° C., preferably between -10 and 10 ° C. ° C.
From the recontacting column 16, which is generally operated at a pressure of between 1.6 and 4.0 MPa, a gaseous effluent rich in hydrogen is withdrawn via line 17. The cold gaseous effluent is used as a thermal fluid for the reactor. exchanger 11 which performs an indirect heat exchange with the hydrocarbon liquid phase 4, as described above. The cold liquid effluent discharged through the bottom of the column 16 via the line 18 is also used as thermal fluid to supply the exchanger 13 to pre-cool the gas phase 10. The use of cold fluids from the step of recontactage can significantly reduce the energy consumption of the cooling devices 14 and 15 and in particular the cooling device 15 which is necessary to achieve a cooling of the hydrocarbon liquid phase to increase its absorption capacity to be used as a liquid recontacting fluid.
The hydrogen-rich gas 17 is discharged from the treatment unit via line 19 after possibly passing through a guard bed 20 ("Guard bed") in order to adsorb the chlorine present in the gas. when the hydrocarbon feedstock treated by the process is a catalytic reforming effluent
According to the method, the liquid effluent 18 coming from the recontacting column 16 is used as a recontacting fluid in a second recontacting step which consists of bringing the said liquid effluent into contact with a gaseous recycle fluid brought by the line 21, so as to to improve the recovery of C3 and C4 (LPG) compounds and to remove methane and ethane from the process.
As indicated in FIG. 1, the second recontacting is performed by direct in-line mixing of the liquid effluent 18 with the recycle gas 21. The second recontacting step is carried out at a temperature higher than that of the first step of recontacting, which is generally between 10 and 55 ° C. This temperature results from the thermodynamic equilibrium of the absorption of the liquid 18 and the vapor 21. Preferably, no means of controlling the temperature (for example of the heat exchanger type) is used.
The gas / liquid mixture is transferred via line 22 to a separator tank 23 which is operated so as to maximize the recovery in the overhead gas of hydrogen and C 1 and C 2 hydrocarbons. The gaseous effluent containing hydrogen and C1 and C2 hydrocarbons is withdrawn via line 24 to be recycled in whole or in part in the process via line 25. The part of the gaseous effluent containing hydrogen and C1 and C2 hydrocarbons which is not recycled, is removed from the process via line 26. This gaseous effluent can be used in particular as a fuel gas in the refinery.
The recycling, in whole or in part, of the gaseous effluent containing hydrogen and C 1 and C 2 hydrocarbons upstream of the first recontacting step, for example as indicated in FIG. 1 mixed with compressed gas 6 from the separator tank 2 has the advantageous effect of improving the recovery efficiency of the hydrogen during the first recontacting step.
With reference to FIG. 1, by the bottom of the separation flask 23, a liquid effluent 27 containing essentially hydrocarbons having three and more than three carbon atoms (C3 +) and also a minor amount of C1 and C2 hydrocarbons is recovered. The liquid effluent 27 is heated before being sent to a stabilization unit which is operated so as to recover a stabilized hydrocarbon liquid effluent and a distillate mainly comprising C 3 and C 4 hydrocarbons. The stabilization unit comprises a distillation column 28 whose bottom is provided with a circulation pipe equipped with a recirculation circuit comprising a reboiler (not shown) and a discharge pipe 29 of the liquid effluent. stabilized. The overhead gas of the column 28 circulates in a conduit 30 connected to a condensing system comprising a cooling device 31 of the overhead gas and a reflux tank 32. The condensed liquid separated at the reflux tank 32 is discharged via the line 33 and is divided into two streams, a stream being recycled in column 28 by line 34 while the non-recycled complementary stream is discharged through line 35 out of the process as LPG stream. The residual gas withdrawn at the top of the uncondensed reflux flask 32 and potentially comprising substantial quantities of C3 and C4 hydrocarbons is discharged via line 21 and recycled to the process to undergo a step of recontacting with the liquid effluent. from the recontacting column 16, as mentioned above.
Still with reference to FIG. 1, the stabilized liquid effluent 29 recovered at the bottom of the distillation column 28 advantageously serves to feed an indirect heat exchanger system 36, 37 in order to preheat the liquid effluent 27 before it enters. in the distillation column 25. This thermal integration thus makes it possible to reduce the heating power required by the reboiler in order to operate the distillation column 28.
As indicated in FIG. 1, it is advantageous to have, upstream of the distillation column 28, a guard bed 38 configured to capture the chlorine possibly present in the liquid effluent 27 in the case where the hydrocarbon feedstock treated by the process is a catalytic reforming unit effluent.
FIG. 2 represents a schematic diagram of the method according to the invention according to a second embodiment.
The second embodiment differs from that of FIG. 1 in that on the one hand the hydrocarbon liquid phase 4 is pre-cooled by heat exchange in an exchanger 11 fed with a cold fluid which is the liquid effluent 18 from of the recontacting column 16 and, secondly, in that the compressed gas 10 is pre-cooled by indirect heat exchanger by means of an exchanger 13 which is fed by the hydrogen-rich off-gas stream 17 withdrawn at the top of the recontacting column 16.
This configuration makes it easier to balance the flow rates of the gaseous and liquid effluents that supply the exchangers 11 and 13 as a function of the needs and / or the availability of the frigories to pre-cool the gaseous and liquid phases that are brought into contact in the column. .
Example
Example 1 (comparative) illustrates the operation of a treatment process illustrated in FIG. 3, in which the gaseous phase 6 and the hydrocarbon liquid phase 4 are cooled to a temperature of 0 ° C. by means of two refrigerating units before being contacted countercurrent in the recontacting column 16. It will also be noted that the gaseous effluent 24 produced in the second recontacting step is not recycled to the first recontacting step.
The treated hydrocarbon feedstock is an effluent (or reformate) resulting from catalytic reforming, the composition of which is given in Table 1:
Table 1: Composition of the reformate
The hydrocarbon feedstock is first treated in a separator tank 2 in order to separate a gaseous phase 6 predominantly containing hydrogen and a liquid phase 4 containing hydrocarbons.
The gaseous phase 6 resulting from the separation step is compressed by compressors 7 with intermediate cooling necessary for the proper operation of the compressors and is sent to the first recontacting step with the liquid phase 4 resulting from the separation step. The gaseous and liquid phases which have an initial temperature of about 100 and 40 ° C respectively are cooled to a temperature of 0 ° C by means of the refrigerating units 14 and 15. The cooled gaseous and liquid phases are brought into countercurrent contact in a recontacting column 16 comprising 9 trays
theoretical which is operated at a pressure of 3.1 MPa. From the recontacting column, a gas rich in hydrogen and a liquid phase containing hydrocarbons is withdrawn. The liquid phase 18 is then contacted with a recycle gas phase 21 from the reflux flask of the distillation column. The second recontacting is operated in line and the mixture is separated in a separator tank 23 at a pressure of 1.6 MPa so as to provide a gas 24 which is not recycled at the first recontacting and a liquid phase 27.
The liquid phase 27 is fractionated in a fractionation column 28 (or stabilization column) so as to recover a gaseous overhead fraction 30 and a stabilized bottom liquid fraction 29 containing hydrocarbons having more than 4 carbon atoms. This column is operated with a pressure of 1.6 MPa and a temperature of 43 ° C. to the reflux tank.
The overhead gas fraction 30 is condensed in a reflux flask from which a liquid phase 33 containing condensed C 3 -C 4 hydrocarbons (LPG) and a gas phase 21 which is recycled at the second recontacting is separated.
Table 2 groups the recovery rates of the different products of the streams generated by the method of Example 1.
Table 2
EXAMPLE 2 Example 2 illustrates the process for treating a hydrocarbon feedstock according to the invention with reference to FIG. 1. It differs from Example 1 in that the gas 24 obtained at the end of the second recontacting is totally recycled at the first recontacting and in that the phase
compressed gas 6 is cooled by indirect heat exchange via an exchanger 13 fed with the liquid effluent 18 from the recontacting column 16 and in that the hydrocarbon liquid phase is pre-cooled by an exchanger 11 fed with the effluent gas 17 from the recontacting column 16 and then cooled by means of the refrigerating unit 15 at a temperature of 0 ° C.
The temperatures, at the inlet of the recontacting column, of the liquid and gaseous phases are respectively 0 ° C. and 40 ° C.
The other operating conditions mentioned in Example 1 are kept identical for Example 2.
Table 3 gives the recovery rates of the different products of the streams generated by the method of Example 2.
Table 3
Example 3 Example 3 is based on the process according to the invention according to FIG.
Compared to FIG. 1, example 3 differs in that the liquid 4 and gaseous phases 10 are first pre-cooled by heat exchange with a heat exchanger supplied respectively with the liquid effluent 18 and the gaseous effluent. 17, then cooled with the refrigerating units 14 and 15 to reach a temperature of 0 ° C at the inlet of the recontacting column 16.
Table 4 gives the recovery rates of the different products of the streams generated by the method of Example 3.
Table 4
By comparing the results of Example 1 with those of Examples 2 and 3, it can be seen that the pre-cooling of the gaseous and liquid phases with a cold fluid coming from the recontacting column makes it possible to significantly reduce the energy consumption in the exchangers 14 and 15. The process also makes it possible to improve the recovery rate of C3 and C4 hydrocarbons in the liquid stream 33 and hydrogen in the stream 17, in particular by recycling the gas obtained after separation gas / liquid effluent recovered after the second recontacting step. Example 2 compared to Example 3 highlights the advantage of removing the refrigerating unit which cools the gas phase entering the recontacting column. This embodiment thus makes it possible to limit the consumption of cold utility without significantly impacting the recovery of the C3 and C4 products (loss of only 0.8% by weight on the recovery of the C3-C4 cut).
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