FR3054453A1 - Procede de production d'une fraction hydrocarbonee lourde a basse teneur en soufre comportant une section de demettalation et d'hydrocraquage avec des reacteurs echangeables entre les deux sections. - Google Patents

Abstract

La présente invention décrit un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 440 °C, procédé qui utilise des réacteurs échangeables entre la section d'hydrodémétallation et la section d'hydrocraquage permettant ainsi de faire varier à volonté le temps de séjour dans lesdites sections.

Description

© N° de publication : 3 054 453 (à n’utiliser que pour les commandes de reproduction) © N° d’enregistrement national : 16 57252 ® RÉPUBLIQUE FRANÇAISE

INSTITUT NATIONAL DE LA PROPRIÉTÉ INDUSTRIELLE

COURBEVOIE © Int Cl⁸ : B 01 J 8/02 (2017.01), B 01 J21/00, 38/00, B 01 D 53/ 00

DEMANDE DE BREVET D'INVENTION A1

©) Date de dépôt : 28.07.16.	© Demandeur(s) : IFP ENERGIES NOUVELLES Etablis-
(© Priorité :	sement public — FR.
	@ Inventeur(s) : WEISS WILFRIED, CHATRON-
	MICHAUD PASCAL et TELLIER ELODIE.
(43) Date de mise à la disposition du public de la
demande : 02.02.18 Bulletin 18/05.
©) Liste des documents cités dans le rapport de
recherche préliminaire : Se reporter à la fin du
présent fascicule
(© Références à d’autres documents nationaux	® Titulaire(s) : IFP ENERGIES NOUVELLES Etablisse-
apparentés :	ment public.
©) Demande(s) d’extension :	© Mandataire(s) : IFP ENERGIES NOUVELLES.

PROCEDE DE PRODUCTION D'UNE FRACTION HYDROCARBONEE LOURDE A BASSE TENEUR EN SOUFRE COMPORTANT UNE SECTION DE DEMETTALATION ET D'HYDROCRAQUAGE AVEC DES REACTEURS ECHANGEABLES ENTRE LES DEUX SECTIONS.

FR 3 054 453 - A1

La présente invention décrit un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 440 °C, procédé qui utilise des réacteurs échangeables entre la section d'hydrodémétallation et la section d'hydrocraquage permettant ainsi de faire varier à volonté le temps de séjour dans lesdites sections.

CONTEXTE DE L’INVENTION

La présente invention concerne le raffinage et la conversion des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées. Elle concerne plus particulièrement un procédé de conversion de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de fractions lourdes utilisables comme bases de fiouls, notamment comme bases de fiouls de soute, à basse teneur en sédiments. Le procédé selon l'invention permet également de produire des distillats atmosphériques (naphta, kérosène et diesel), des distillats sous vide et des gaz légers (C1 à C4).

Les exigences de qualité des combustibles marins sont décrites dans la norme ISO 8217. La spécification concernant le soufre s'attache désormais aux émissions de SOx (Annexe VI de la convention MARPOL de l’Organisation Maritime Internationale) et se traduit par une recommandation en teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% poids en dehors des Zones de Contrôle des Emissions de Soufre (ZCES ou Emissions Control Areas / ECA en anglais) à l’horizon 2020-2025, et inférieure ou égale à 0,1% poids dans les ZCES. Une autre recommandation très contraignante est la teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 (également connue sous le nom d’IP390) qui doit être inférieure ou égale à 0,1%.

La teneur en sédiments selon ISO 10307-1 (également connue sous le nom d’IP375) est différente de la teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 (également connue sous le nom d’IP390). La teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 est une spécification beaucoup plus contraignante et correspond à la spécification s’appliquant aux fiouls de soute.

Les fiouls utilisés dans le transport maritime comprennent généralement des distillats atmosphériques, des distillats sous vide, des résidus atmosphériques et des résidus sous vide issus de distillation directe ou issus de procédé de raffinage, notamment des procédés d’hydrotraitement et de conversion, ces coupes pouvant être utilisées seules où en mélange. Ces procédés, bien que connus pour être adaptés à des charges lourdes chargées en impuretés, produisent cependant des fractions hydrocarbonées pouvant comprendre des sédiments qui doivent être enlevés pour satisfaire une qualité de produit tel que le fioul de soute.

Les sédiments peuvent être des asphaltènes précipités. Initialement dans la charge, les conditions de conversion et notamment la température font qu'ils subissent des réactions (déalkylation, polycondensation...) conduisant à leur précipitation. En plus des sédiments existants dans la coupe lourde en sortie du procédé (mesurés selon ISO 10307-1 également connue sous le nom d’IP375), il y a également selon les conditions de conversion des sédiments qualifiés de sédiments potentiels qui n’apparaissent qu’après un traitement physique, chimique et/ou thermique. L’ensemble des sédiments incluant les sédiments potentiels est mesuré selon ISO 10307-1 également connue sous le nom d’IP390.

Ces phénomènes interviennent généralement lors de mise en œuvre de conditions sévères donnant lieu à des taux de conversion élevés, par exemple supérieurs à 40 ou 50% voire plus, et ce en fonction de la nature de la charge.

Le taux de conversion est défini comme étant la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 520 Ό dans la charge à l'entrée de la section réactionnelle moins la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 520 Ό à la sortie de la section réactionnelle dans l’effluent, le tout divisé par la fraction massique de composés organiques ayant un point d'ébullition supérieur à 520°C à l'entrée de la section réactionnelle dans la charge. Dans les procédés de traitement de résidus, il y a intérêt économique à maximiser la conversion du fait que généralement les produits de conversion, les distillats notamment, sont mieux valorisés que la charge ou la fraction non convertie.

Dans les procédés d’hydrotraitement en lit fixe, la température est généralement plus faible que dans les procédés d’hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit « slurry >>. Le taux de conversion en lit fixe est donc généralement plus faible, mais la mise en œuvre est plus simple qu’en lit bouillonnant ou en « slurry >>. Ainsi le taux de conversion des procédés d’hydrotraitement en lit fixe est modéré voire faible, généralement inférieur à 45%, le plus souvent inférieur à 35% en fin de cycle, et inférieur à 25% en début de cycle. Le taux de conversion varie généralement au cours du cycle du fait de l’augmentation de température pour compenser la désactivation catalytique.

De fait, la production de sédiments est généralement plus faible dans les procédés d’hydrotraitement en lit fixe que dans les procédé d’hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit « slurry >>. Toutefois, les températures atteintes dès le milieu de cycle et jusqu’à la fin du cycle pour les procédés d’hydrotraitement de résidus en lit fixe conduisent à une formation de sédiments suffisante pour dégrader la qualité d’un fioul, notamment un fioul de soute, constitué en grande partie d’une fraction lourde issue d’un procédé d’hydrotraitement de résidus en lit fixe. L’homme du métier est familier de la différence entre lit fixe et lit en « slurry >>. Un lit en « slurry >> est un lit dans lequel le catalyseur est suffisamment dispersé sous forme de petites particules pour que ces dernières soient en suspension dans la phase liquide.

Les procédés d’hydrotraitement de résidus en lit fixe sont particulièrement sensibles à la désactivation et au colmatage. Pour palier à ces problèmes, une solution bien connue est l’utilisation de réacteurs de garde, et notamment des réacteurs d’hydrodémétallation mis en œuvre comme des réacteurs permutables (technologie « PRS >>, pour « Permutables Reactor System >> selon la terminologie anglo-saxonne) tel que décrit dans le brevet FR2681871. Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d’hydrotraitement en lit fixe et équipés de lignes et de vannes, de manière à être permutés entre eux, c'est-à-dire pour un système à deux réacteurs permutables Ra et Rb, Ra peut être devant Rb et vice versa. Chaque réacteur Ra, Rb peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l’unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration) est généralement réalisé au moyen d’une section de conditionnement (ensemble d’équipements en dehors de la boucle principale haute pression). La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n’est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.

DESCRIPTION SOMMAIRE DES FIGURES

Description de la figure 1

La figure 1 décrit un schéma de mise en œuvre de l’invention sans en limiter la portée. La charge hydrocarbonée (1) et de l’hydrogène (2) sont mis en contact dans une étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables, dans laquelle l’hydrogène (2) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l’étape a).

L’effluent (3) issu de l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables est envoyée dans une étape d’hydrotraitement en lit fixe b), dans laquelle de l’hydrogène supplémentaire (4) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l’étape b).

En cas d’absence de l’étape a), la charge hydrocarbonée (1) et l’hydrogène (2) sont introduits directement dans l’étape b) d’hydrotraitement. L’effluent (5) issu de l’étape b) d’hydrotraitement en lit fixe est envoyé vers une étape c) d’hydrocraquage en réacteurs permutables dans laquelle de l’hydrogène supplémentaire (6) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l’étape c). L’effluent (7) issu de l’étape c) d’hydrocraquage est envoyé dans une étape de séparation d) permettant d’obtenir au moins une fraction légère d'hydrocarbures (8) et une fraction lourde (9) contenant des composés bouillant à au moins 350°C. Cette fraction lourde (9) est mis en contact avec une coupe de distillât (10) lors d’une étape optionnelle de précipitation e).

L’effluent (11) constitué d’une fraction lourde et de sédiments est traité dans une étape optionnelle de séparation physique f) permettant d’éliminer une fraction comprenant des sédiments (13) et de récupérer une fraction hydrocarbonée liquide (12) à teneur réduite en sédiments. La fraction hydrocarbonée liquide (12) est ensuite traitée dans une étape optionnelle g) de récupération d’une part de la fraction hydrocarbonée liquide (15) ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids, et d’autre part d’une fraction (14) contenant au moins une partie de la coupe de distillât introduite lors de l’étape e).

La fraction hydrocarbonée liquide (14) peut être recyclée en tout ou partie à l’étape e) de précipitation des sédiments.

Les étapes optionnelles e), f), g) sont soit mises en œuvre ensemble, soit l’une indépendamment des autres. C’est-à-dire qu’un procédé ne comportant par exemple que l’étape e) ou les étapes e) et f) mais pas l’étape g) reste dans le cadre de la présente invention.

En outre, les étapes a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables et b) d’hydrocraquage en réacteurs permutables comportent un dispositif non représenté permettant d’ajuster le temps de séjour de ces étapes, soit en connectant dans une étape au moins un réacteur permutable issu de l’autre étape, soit en déconnectant au moins un réacteur permutable de l’une ou l’autre des étapes pour le mettre hors ligne ou le reconnecter dans une autre étape.

Description de la figure 2

La figure 2 décrit un schéma simplifié de mise en œuvre de l’enchaînement de réacteurs de l’invention sans en limiter la portée. Par souci de simplicité seuls les réacteurs sont représentés mais il est entendu que tous les équipements nécessaires au fonctionnement sont présents (ballons, pompes, échangeurs, fours, colonnes, etc.). Seuls les principaux flux contenant les hydrocarbures sont représentés mais il est entendu que des flux de gaz riche en hydrogène (appoint ou recycle, trempe) peuvent être injectés en entrée de chaque lit catalytique ou entre deux lits.

Selon cette mise en œuvre, un dispositif constitué d’un système de lignes et de vannes permet à chaque réacteur échangeable d’occuper n’importe quelle position dans les sections de réacteurs échangeables d’hydrodémétallation ou d’hydrocraquage. La charge (1) entre dans une étape d’hydrodémétallation en réacteurs de garde échangeables constituée d’une série de un à trois réacteurs parmi Ra, Rb, Rc et Rd. L’effluent (2) de l’étape d’hydrodémétallation en réacteurs de garde échangeables est envoyé vers l’étape d’hydrotraitement en lit fixe constituée des réacteurs R1, R2 et R3. Les réacteurs d’hydrotraitement en lit fixe peuvent par exemple être chargés respectivement avec des catalyseurs d’hydrodémétallation, de transition et d’hydrodésulfuration en différentes proportions. L’effluent (3) de l’étape d’hydrotraitement en lit fixe est envoyé vers l’étape d’hydrocraquage en réacteurs échangeables constituée d’une série de un à trois réacteurs parmi Ra, Rb, Rc et Rd et différents des réacteurs mis en œuvre dans l’étape d’hydrodémétallation en réacteurs de garde échangeables. Au cours de la désactivation ou si on souhaite ajuster le temps de séjour dans l’étape d’hydrodémétallation ou dans l’étape d’hydrocraquage, il est possible de changer la position des réacteurs échangeables Ra, Rb, Rc et Rd.

Le tableau suivant donne un premier exemple de séquence réalisable selon la figure 2 dans le but de s’adapter à des changements de charges et/ou de pilotage de l’unité pendant un cycle industriel :

	Echangeables hydrodémétallation	Hydrotraitement en lit fixe	Echangeables hydrocraquage
charge	phase	hors ligne	HDM1	HDM2	HDM3	HDM	Transition	HDS	HCK1	HCK2	HCK3
A	1	-	Ra	Rb	-	RI	R2	R3	Rc	Rd	-
B	2	-	Ra	Rb	Rc	RI	R2	R3	Rd	-	-
C	3	-	Ra	-	-	RI	R2	R3	Rb	Rc	Rd

Dans la tableau ci-dessus, la configuration de l’unité est adaptée en fonction de la charge et/ou du pilotage souhaité. Au cours de la phase 1, l’unité traite la charge A avec deux réacteurs échangeables d’hydrodémétallation, trois réacteurs échangeables d’hydrotraitement et deux réacteurs échangeables d’hydrocraquage. Au cours de la phase 2, la charge B contenant davantage de métaux est traitée, il est alors opportun de renforcer l’activité HDM de la section hydrodémétallation en déconnectant au moins un réacteur échangeable de la section d’hydrocraquage et en le(s) connectant à la section d’hydrodémétallation. Au cours de la phase 3, la charge C contenant moins de métaux que la charge A est traitée, il est alors opportun de renforcer l’activité HCK de la section hydrocraquage en déconnectant au moins un réacteur échangeable de la section d’hydrodémétallation et en le(s) connectant à la section d’hydrocraquage.

Le tableau suivant donne un deuxième exemple de séquences réalisables selon la figure dans le but d’optimiser l’utilisation des catalyseurs en changeant la position des réacteurs échangeables au cours de leur désactivation, en considérant deux réacteurs échangeables d’hydrodémétallation, trois réacteurs d’hydrotraitement et deux réacteurs échangeables d’hydrocraquage (charge de type A):

	Echangeables hydrodémétallation	Hydrotraitement en lit fixe	Echangeables hydrocraquage
séquences	hors ligne	HDM1	HDM2	HDM	Transition	HDS	HCK1	HCK2
1	-	Ra	Rb	RI	R2	R3	Rc	Rd
2	Ra	-	Rb	RI	R2	R3	Rc	Rd
3	-	Rb	Rc	RI	R2	R3	Rd	Ra
4	Rb	-	Rc	RI	R2	R3	Rd	Ra
5	-	Rc	Rd	RI	R2	R3	Ra	Rb
6	Rc	-	Rd	RI	R2	R3	Ra	Rb
7	-	Rd	Ra	RI	R2	R3	Rb	Rc
8	Rd	-	Ra	RI	R2	R3	Rb	Rc
9	-	Ra	Rb	RI	R2	R3	Rc	Rd

La séquence 9 étant identique à la séquence 1, cela témoigne du caractère cyclique du fonctionnement décrit.

Dans le tableau ci-dessus, la position HDM1 est considérée comme subissant une désactivation supérieure à la position HDM2, elle-même considérée comme subissant une désactivation supérieure à la position HCK1, elle-même considérée comme subissant une désactivation supérieure à la position HCK2. La séquence 9 étant identique à la séquence 1, cela témoigne du caractère cyclique du fonctionnement proposé. La position hors ligne est utilisée pour arrêter un réacteur échangeable (stripping, régénération, déchargement, rechargement, sulfuration, maintenance...) tandis que les autres réacteurs sont en fonctionnement.

De manière analogue, le tableau suivant décrit un troisième exemple de séquences possibles selon la figure 2 en considérant trois réacteurs échangeables d’hydrodémétallation, trois réacteurs d’hydrotraitement et un réacteur échangeable d’hydrocraquage (charge de type B):

	Echangeables hydrodémétallation	Hydrotraitement en lit fixe	Echangeables hydrocraquage
séquences	hors ligne	HDM1	HDM2	HDM3	HDM	Transition	HDS	HCK1
1	-	Ra	Rb	Rc	RI	R2	R3	Rd
2	Ra	-	Rb	Rc	RI	R2	R3	Rd
3	-	Rb	Rc	Rd	RI	R2	R3	Ra
4	Rb	-	Rc	Rd	RI	R2	R3	Ra
5	-	Rc	Rd	Ra	RI	R2	R3	Rb
6	Rc	-	Rd	Ra	RI	R2	R3	Rb
7	-	Rd	Ra	Rb	RI	R2	R3	Rc
8	Rd	-	Ra	Rb	RI	R2	R3	Rc
9	-	Ra	Rb	Rc	RI	R2	R3	Rd

La séquence 9 étant identique à la séquence 1, cela témoigne du caractère cyclique du fonctionnement décrit.

De manière analogue, le tableau suivant décrit un quatrième exemple de séquences possibles selon la figure 2 en considérant un réacteur échangeable d’hydrodémétallation, trois réacteurs d’hydrotraitement et trois réacteurs échangeables d’hydrocraquage (charge de type C):

	Echangeables hydrodémétallation	Hydrotraitement en lit fixe	Echangeables hydrocraquage
séquences	hors ligne	HDM1	HDM	Transition	HDS	HCK1	HCK2	HCK3
1	-	Ra	RI	R2	R3	Rb	Rc	Rd
2	Ra	-	RI	R2	R3	Rb	Rc	Rd
3	-	Rb	RI	R2	R3	Rc	Rd	Ra
4	Rb	-	RI	R2	R3	Rc	Rd	Ra
5	-	Rc	RI	R2	R3	Rd	Ra	Rb
6	Rc	-	RI	R2	R3	Rd	Ra	Rb
7	-	Rd	RI	R2	R3	Ra	Rb	Rc
8	Rd	-	RI	R2	R3	Ra	Rb	Rc
9	-	Ra	RI	R2	R3	Rb	Rc	Rd

La séquence 9 étant identique à la séquence 1, cela témoigne du caractère cyclique du fonctionnement décrit.

De manière analogue, le tableau suivant décrit un cinquième exemple de séquences possibles selon la figure 2 en considérant un réacteur échangeable d’hydrodémétallation, trois réacteurs d’hydrotraitement et trois réacteurs échangeables d’hydrocraquage (charge de type C) mais en souhaitant mettre hors ligne une réacteur échangeable de la section d’hydrocraquage de manière à maintenir une activité d’hydrodémétallation plus constante :

	Echangeables hydrodémétallatior	Hydrotraitement en lit fixe	Echangeables hydrocraquage
séquences	HDM1	HDM	Transition	HDS	HCK1	HCK2	HCK3	hors ligne
1	Ra	RI	R2	R3	Rb	Rc	Rd	-
2	Ra	RI	R2	R3	Rb	Rc	-	Rd
3	Rd	RI	R2	R3	Ra	Rb	Rc	-
4	Rd	RI	R2	R3	Ra	Rb	-	Rc
5	Rc	RI	R2	R3	Rd	Ra	Rb	-
6	Rc	RI	R2	R3	Rd	Ra	-	Rb
7	Rb	RI	R2	R3	Rc	Rd	Ra	-
8	Rb	RI	R2	R3	Rc	Rd	-	Ra
9	Ra	RI	R2	R3	Rb	Rc	Rd	-

La séquence 9 étant identique à la séquence 1, cela témoigne du caractère cyclique du 15 fonctionnement décrit.

De manière analogue, il peut y avoir N réacteurs échangeables mutualisés entre la section d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables et la section d’hydrocraquage en réacteurs échangeables. La section d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables comporte entre 1 et N-1 réacteurs échangeables tandis que la section d’hydrocraquage en réacteurs échangeables comporte respectivement entre N-1 et 1 réacteurs échangeables, ceci à l’exception des périodes transitoires où au moins un réacteur échangeable est hors ligne et où il peut y avoir 0 réacteur échangeable dans une section, les performances sont alors dégradées de manière transitoire. Il peut donc y avoir d’autres séquences possibles puisque le dispositif permet de mettre chaque réacteur échangeable hors ligne ou dans n’importe quelle position dans l’unité, soit de la position 1 à N si la position 1 est celle en contact avec la charge fraîche et la position N est celle en contact avec l’effluent quittant l’unité.

De manière analogue, il peut y avoir au moins 1 réacteur d’hydrotraitement en lit fixe. Le ou les réacteurs d’hydrotraitement en lit fixe étant, par définition, non échangeable(s), l’unité est obligée d’être arrêtée pour le remplacement du ou des catalyseurs de la section d’hydrotraitement en lit fixe. Cette arrêt peut intervenir à tout moment lors des séquences décrites ci-dessus.

D’autres arrangements similaires au moyen de lignes et de vannes sont possibles, on ne sort pas du domaine de l’invention dès lors qu’il y a mutualisation de réacteurs échangeables entre la section d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables et la section d’hydrocraquage en réacteurs échangeables.

DESCRIPTION SOMMAIRE DE L’INVENTION

Dans le contexte précédemment décrit, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé intégrant un dispositif permettant de renforcer au cours du cycle l’activité catalytique de la section d’hydrodémétallation ou de la section d’hydrocraquage, ce qui entraîne une flexibilité accrue par rapport aux procédés d’hydrotraitement de résidus classiques.

Le procédé selon la présente invention permet également une meilleure utilisation des catalyseurs répartis dans les réacteurs des sections d’hydrodémétallation et d’hydrocraquage. Ces catalyseurs peuvent dans un cas particulier, être identiques dans les deux sections d’hydrodémétallation et d’hydrocraquage.

Selon l’art antérieur, on entend par réacteurs permutables un ensemble d’au moins deux réacteurs dont l’un des réacteurs peut être arrêté, généralement pour régénération ou remplacement du catalyseur ou pour maintenance, tandis que l’autre réacteur (ou les autres réacteurs) est (sont) en fonctionnement.

Dans le contexte de la présente invention, on entend par réacteurs échangeables, non pas un ensemble d’au moins deux réacteurs pouvant être permutés au sein d’une même étape d’hydrodémétallation ou d’hydrocraquage, mais un ensemble d’au moins deux réacteurs, de préférence d’au moins trois réacteurs, et de manière plus préférée d’au moins quatre réacteurs, pouvant fonctionner au cours du cycle dans les deux étapes d’hydrodémétallation ou d’hydrocraquage. Le passage (c’est à dire la déconnexion puis la reconnexion) d’au moins un réacteur échangeable de l’étape d’hydrodémétallation (ou d’hydrocraquage) vers l’étape d’hydrocraquage (ou d’hydrodémétallation) est permis au cours du cycle sans qu’il soit nécessaire d’arrêter l’ensemble de l’unité. Le passage d’une étape à une autre peut également être réalisé via une étape intermédiaire (stripage et/ou régénération et/ou remplacement du catalyseur et/ou maintenance).

De façon un peu simplifiée pour faciliter la compréhension, on peut donc dire que deux réacteurs permutables sont des réacteurs qui peuvent être permutés au sein de la même section, alors que deux réacteurs échangeables peuvent être échangés entre deux sections différentes, en l’occurrence la section d’hydrodémétallation et la section d’hydrocraquage.

La présente invention comporte donc un dispositif qui permet de renforcer au cours du cycle l’activité catalytique de la section d’hydrodémétallation ou de la section d’hydrocraquage, ceci en déconnectant au moins un réacteur échangeable de la section d’hydrocraquage (ou de la section d’hydrodémétallation) et le reconnectant dans la section d’hydrodémétallation (ou dans la section d’hydrocraquage).

Pour une unité comportant N échangeables, il peut donc y avoir des périodes dans le cycle où la section d’hydrodémétallation comporte entre 1 et N-1 réacteurs échangeables, et où la section d’hydrocraquage comporte respectivement entre N-1 et 1 réacteurs échangeables par exemple.

Le temps de séjour de la section d’hydrodémétallation et de la section d’hydrocraquage peut donc être considéré comme variable. La présente invention constitue un procédé particulièrement flexible puisqu’au cours du cycle, il est possible de passer des charges avec des teneurs en impuretés très différentes. Il est également possible d’ajuster facilement le niveau de conversion souhaité via des effets combinés de température et WH.

De plus, la présente invention permet une meilleur utilisation des catalyseurs des réacteurs échangeables en instaurant une séquence qui permet de positionner le réacteur échangeable le moins désactivé (par exemple après un remplacement de catalyseur) dans la position la moins désactivante (par exemple là où la teneur en métaux est la plus faible en entrée d’un réacteur échangeable), puis de déplacer ce réacteur échangeable progressivement au cours de sa désactivation vers la position la plus désactivante (par exemple là où la teneur en métaux est la plus élevée). Le caractère désactivant d’une position est à apprécier en fonction du type de charge, de la teneur en métaux par exemple, mais aussi de la sévérité souhaitée dans les sections d’hydrodémétallation et d’hydrocraquage. La mise en œuvre de réacteurs échangeables entre deux sections permet donc d’organiser une stratégie d’utilisation du catalyseur réparti entre les différents réacteurs échangeables de façon à minimiser la désactivation de ce dernier ou, ce qui revient au même, à maximiser le temps de cycle.

Un autre avantage de la présente invention est qu’il est possible de changer au cours du cycle le type de catalyseur des réacteurs échangeables de la section d’hydrodémétallation ou de la section d’hydrocraquage. Ceci permet de s’adapter en temps réel à un changement de charge.

De manière surprenante, il a été trouvé qu’un procédé selon la présente invention permet d’obtenir après fractionnement des fractions hydrocarbonées à basse teneur en soufre, des distillats en quantité variable, et au moins une fraction hydrocarbonée liquide pouvant avantageusement être utilisée, totalement ou en partie, comme fioul ou comme base de fioul.

Le procédé selon l’invention peut également intégrer une étape de précipitation et de séparation des sédiments en aval de l’étape d’hydrocraquage en réacteurs échangeables de manière à obtenir après fractionnement au moins une fraction lourde à basse teneur en soufre répondant aux futures recommandations de l’OMI, mais surtout à basse teneur en sédiments, à savoir une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids.

Un autre avantage du procédé selon l’invention lorsqu’il intègre une étape de précipitation et de séparation des sédiments en aval de l’étape d’hydrocraquage en réacteurs échangeables, est qu’il devient possible d’opérer ces réacteurs échangeables d’hydrocraquage à une température moyenne sur l’ensemble du cycle plus élevée que celle des réacteurs de la section d’hydrotraitement en lit fixe, ce qui conduit à une conversion plus élevée sans que la formation de sédiments, généralement accrue par la température plus élevée, ne soit problématique pour la qualité du produit.

De même, le cokage n’est pas problématique dans la section d’hydrocraquage, puisque les réacteurs échangeables permettent le remplacement du catalyseur sans arrêter l’unité.

Pour des applications terrestres telles que les centrales thermiques de production d’électricité ou la production d’utilités, il existe des exigences sur la teneur en soufre du fioul, avec des exigences moins fortes sur la stabilité et la teneur en sédiments que pour les fiouls de soute destinés à être brûlés dans des moteurs. II peut également exister certaines charges plus faciles à traiter, ce qui permet d’obtenir avec des conditions opératoires de sévérité moyenne un fioul de soute stable.

Ainsi, dans ces différents cas, le procédé selon l’invention peut être mis en œuvre en l’absence des étapes optionnelles de précipitation et de séparation des sédiments de manière à obtenir des distillais de conversion à forte valeur, et une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre utilisable comme fioul ou base de fioul.

Plus précisément, l’invention concerne un procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 440O, permettant d’obtenir des produits de conversion et une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre. Cette fraction hydrocarbonée lourde peut être produite de manière optionnelle de manière à ce que sa teneur en sédiments après vieillissement soit inférieure ou égale à 0,1% en poids.

Ledit procédé comprend les étapes suivantes :

a) une étape d’hydrodémétallation à une température comprise entre 300°C et 500°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa en réacteurs échangeables dans laquelle la charge hydrocarbonée et l’hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, le temps de séjour de cette étape a) pouvant être augmenté en connectant dans cette étape au moins un réacteur échangeable issu de l’étape c) d’hydrocraquage, ou être diminué en déconnectant au moins un réacteur échangeable de l’étape a) d’hydrodémétallation,

b) une étape d’hydrotraitement en lit fixe comprenant au moins un réacteur dans laquelle l’effluent issu de l’étape a) est mis en contact avec au moins un catalyseur d’hydrotraitement à une température comprise entre 300°C et 500°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa,

c) une étape d’hydrocraquage en lit fixe dans laquelle au moins un réacteur échangeable avec l’étape d’hydrodémétallation est mis en œuvre à une température comprise entre 340°C et 480O, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, en présence de l’effluent issu de l’étape b),et d’un catalyseur,

d) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape c) pour obtenir au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde,

e) une étape optionnelle de précipitation des sédiments contenus dans la fraction liquide lourde issue de l’étape d) qui peut s’effectuer selon 3 variantes possibles dite déstabilisation (e1), oxydation (e2), ou déstabilisation oxydante (e3), les conditions opératoires communes aux trois variantes étant les suivantes :

- temps de séjour inférieur à 500 minutes, de préférence inférieur à 300 minutes, de manière plus préférée inférieur à 60 minutes,

- température entre 25 et 350 °C, de préférence entre 50 et 350 °C, de préférence entre 65 et 300 °C et de manière plus préférée entre 80 et 250 °C,

- pression inférieure à 20 MPa, de préférence inférieure à 10 MPa, plus préférentiellement inférieure à 3 MPa et encore plus préférentiellement inférieure à 1,5 MPa,

f) une étape optionnelle de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape e) optionnelle de précipitation pour obtenir une fraction contenant les sédiments, et une fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments,

g) une étape optionnelle de récupération d’une fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids consistant à séparer la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l’étape f) de la coupe de distillât éventuellement introduite lors de l’étape e).

Dans un cas particulier de mise en œuvre du procédé selon la présente invention, l’étape a) d’hydrodemetallation et l’étape c) d’hydrocraquage utilisent le même catalyseur.

Un des objectifs de la présente invention est de proposer un procédé flexible couplant conversion et désulfuration de charges lourdes pétrolières pour la production de fiouls et de bases de fiouls à basse teneur en soufre.

Un autre objectif du procédé est la production de fiouls de soute ou de bases de fiouls de soute, à basse teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids, ceci étant permis lors de la mise en œuvre des étapes optionnelles e), f) et g), ou en traitant des charges faciles nécessitant des conditions opératoires peu sévères.

Un autre objectif de la présente invention est de produire conjointement, au moyen du même procédé, des distillats atmosphériques (naphta, kérosène, diesel), des distillats sous vide et/ou des gaz légers (en C1 à C4). Les bases de type naphta et diesel peuvent être valorisées en raffinerie pour la production de carburants pour l’automobile et l’aviation, tels que par exemple des supercarburants, des carburants Jet et des gazoles.

DESCRIPTION DETAILLEE DE L'INVENTION

La suite du texte fournit des informations sur la charge et les différentes étapes du procédé selon l’invention.

La charge

La charge traitée dans le procédé selon l’invention est avantageusement une charge hydrocarbonée présentant une température initiale d’ébullition d’au moins 340°C et une température finale d’ébullition d’au moins 440°C.

De préférence, sa température initiale d’ébullition est d’au moins 350°C, préférentiellement d’au moins 375°C, et sa température finale d’ébullition est d’au moins 450°C, préférentiellement d’au moins 460 °C, plus préférentiellement d’au moins 500 °C, et encore plus préférentiellement encore d’au moins 600 O.

La charge hydrocarbonée selon l’invention peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des huiles désaphaltées, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, 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.

Dans la présente invention, les charges que l’on traite sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.

La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés soufrées. La teneur en soufre peut être d’au moins 0,1% en poids, de préférence d’au moins 0,5% en poids, préférentiellement d’au moins 1% en poids, plus préférentiellement d’au moins 2% en poids.

La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés métalliques, notamment du nickel et du vanadium. La somme des teneurs en nickel et vanadium est généralement d’au moins 10 ppm, de préférence d’au moins 50 ppm.

Ces charges peuvent être utilisées telles quelles ou elles peuvent être diluées par une co-charge. Cette co-charge peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées plus légères, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d’un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic Cracking >> selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe légère (LCO ou « light cycle oil >> selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe lourde (HCO ou « heavy cycle oil >> selon la terminologie anglo-saxonne), une huile décantée, un résidu de FCC, une fraction gazole, notamment une fraction obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide, ou encore pouvant venir d’un autre procédé de raffinage tel la cokéfaction ou la viscoréduction. Cette co-charge peut également être une coupe gazole ou gazole sous vide issue du présent procédé, cette pratique s’apparentant alors plutôt à une forme de recyclage dont les avantages peuvent être d’abaisser la viscosité en entrée des réacteurs, notamment dans le cas de charge très visqueuse de type résidu sous vide.

La co-charge peut aussi avantageusement être une ou plusieurs coupes issues du procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées, ou encore des charges non pétrolières comme de l’huile de pyrolyse.

La charge hydrocarbonée lourde selon l’invention peut représenter au moins 50%, préférentiellement 70%, plus préférentiellement au moins 80%, et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l’invention.

Dans certains cas, on peut introduire la co-charge en aval du premier lit ou des suivants, par exemple à l’entrée de la section d’hydrotraitement en lit fixe, ou encore en entrée de la section d’hydrocraquage en réacteurs permutables.

Le procédé selon l’invention permet l’obtention des produits de conversion, notamment des distillais et une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre.

Cette fraction hydrocarbonée lourde peut être produite de manière à ce que sa teneur en sédiments après vieillissement soit inférieure ou égale à 0,1% en poids, ceci étant permis par la mise en œuvre d’étapes de précipitation et de séparation des sédiments.

Etape a) d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables

Au cours de l’étape a) d’hydrodémétallation, la charge et l’hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur chargé dans au moins un réacteur échangeable, dans des conditions d’hydrodémétallation.

Le but est de réduire la teneur en impuretés et ainsi de protéger de la désactivation et du colmatage l’étape d’hydrotraitement située en aval.

Les réacteurs échangeables de l’étape a) d’hydrodémétallation sont mutualisés avec les réacteurs échangeables de l’étape c) d’hydrocraquage, ce que nous appelons dans le cadre de l’invention réacteurs échangeables puisqu’ils peuvent servir à une étape à certains moment et à l’autre étape à d’autres moments.

Chaque réacteur échangeable de l’étape d’hydrodémétallation peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l’unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration) est généralement permis par une section de conditionnement comprenant l’ensemble d’équipements nécessaires aux différentes opérations en dehors de la boucle principale haute pression.

La mise hors ligne pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n’est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.

On entend désormais par réacteurs échangeables un ensemble d’au moins deux réacteurs, de préférence d’au moins trois réacteurs, et de manière plus préférée d’au moins quatre réacteurs, pouvant fonctionner au cours du cycle dans les deux étapes d’hydrodémétallation ou d’hydrocraquage, le passage (c’est à dire la déconnexion puis la reconnexion) d’un réacteur échangeablede l’étape d’hydrodémétallation vers l’étape d’hydrocraquage (ou le passage inverse) étant permis au cours du cycle sans qu’il soit nécessaire d’arrêter l’ensemble de l’unité.

Le passage d’une étape à une autre peut également être réalisé via une étape intermédiaire (strippage et/ou régénération et/ou remplacement du catalyseur et/ou maintenance).

La présente invention comporte donc un dispositif qui permet de renforcer au cours du cycle l’activité catalytique de la section d’hydrodémétallation ou de la section d’hydrocraquage, en déconnectant au moins un réacteur échangeablede la section d’hydrocraquage et en le connectant dans la section d’hydrodémétallation (ou en le déconnectant de de la section d’hydrodémétallation pour le connecter à la section d’hydrocraquage).

Les réacteurs échangeables sont ainsi mutualisés entre les sections de démétallation et d’hydrocraquage.

Pour une unité comportant N réacteurs échangeables, il peut donc y avoir des périodes dans le cycle où la section d’hydrodémétallation comporte entre 1 et N-1 réacteurs échangeables et où la section d’hydrocraquage comporte entre N-1 et 1 réacteurs échangeables.

Dans une unité comportant 4 réacteurs échangeables Ra, Rb, Rc et Rd, l’étape d’hydrodémétallation comporte entre 1 et 3 réacteurs parmi Ra, Rb, Rc et Rd, tandis que l’étape d’hydrocraquage comporte entre 1 et 3 réacteurs parmi ceux qui ne sont pas utilisés dans l’étape d’hydrodémétallation.

Le temps de séjour de la section d’hydrodémétallation et de la section d’hydrocraquage peut donc être considéré comme variable.

Le temps de séjour de l’étape a) peut donc être augmenté en connectant dans cette étape au moins un réacteur échangeable issu de l’étape c) d’hydrocraquage, ou être diminué en déconnectant au moins un réacteur échangeable de l’étape a) d’hydrodémétallation.

L’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables selon l’invention peut être mise en œuvre à une température comprise entre 300 °C et 500 °C, de préférence entre 350 °C et

430 Ό, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa.

La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrodémétallation et de la durée de cycle visée.

Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée WH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h¹ à 5 h¹, préférentiellement de 0,15 h¹ à 3 h¹.

La quantité d’hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 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 1300 Nm3/m3.

L’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables peut être effectuée industriellement dans au moins un réacteur en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide.

Les catalyseurs d’hydrodémétallation utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. II peut s’agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante.

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.

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 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral.

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. Avantageusement, ce support peut renfermer d’autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l’oxyde de bore, la zircone, la cérine, l’oxyde de titane, l’anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes.

On utilise le plus souvent un support d’alumine et très souvent un support d’alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore.

Lorsque l’anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O5 est présent, sa concentration est inférieure à

10% en poids. L’alumine utilisée peut être une alumine γ (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d’extrudés.

La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 5% à 40% en poids, préférentiellement de 5% à 30% en poids, et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.

Des catalyseurs utilisables dans l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463.

Selon un mode très préféré, les catalyseurs utilisés dans les étapes a) d’hydrodémétallation en réacteurs échangeableset c) d’hydrocraquage en réacteurs échangeables, sont identiques. Selon un mode encore plus préféré, ces catalyseurs identiques contiennent des métaux de transition supportés sur une alumine ayant une porosité élevée, généralement supérieure à 0,7 mL/g de porosité totale et dont la macroporosité (soit le volume des pores de taille supérieure à 50 nm) constitue un volume poreux supérieur à 0,1 mL/g.

Etape b) d’hydrotraitement en lit fixe

L’effluent issu de l’étape a) d’hydrodémétallation est introduit, éventuellement avec de l’hydrogène, dans une étape b) d’hydrotraitement en lit fixe pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d’hydrotraitement. Ce ou ces catalyseur(s) d’hydrotraitement sont mis en œuvre dans au moins un réacteur en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide.

On entend par hydrotraitement, couramment appelé HDT, les traitements catalytiques avec apport d’hydrogène permettant de raffiner, c’est-à-dire de réduire sensiblement la teneur en métaux, soufre et autres impuretés, les charges hydrocarbonées, tout en améliorant le rapport hydrogène sur carbone de la charge et en transformant la charge plus ou moins partiellement en coupes plus légères.

Selon une variante préférée, l’étape b) d’hydrotraitement comprend une première étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape b2) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes.

Au cours de ladite première étape b1) d’hydrodémétallation, l’effluent de l’étape a), ou la charge et de l’hydrogène en l’absence de l’étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, dans des conditions d’hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape b2) d’hydrodésulfuration, l’effluent de la première étape b1) d’hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d’hydrodésulfuration, dans des conditions d’hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-F™, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846.

L’homme du métier comprend aisément que, dans l’étape b1) d’hydrodémétallation, on effectue des réactions d’hydrodémétallation, mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement, et notamment d’hydrodésulfuration et d’hydrocraquage. De même, dans l’étape b2) d’hydrodésulfuration, on effectue des réactions d’hydrodésulfuration, mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement et notamment d’hydrodémétallation et d’hydrocraquage.

L’homme du métier définit parfois une zone de transition dans laquelle se produisent tous les types de réaction d’hydrotraitement.

Selon une autre variante, l’étape b) d’hydrotraitement comprend une première étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes, une deuxième étape b2) subséquente de transition réalisée dans une ou plusieurs zones de transition en lits fixes, et une troisième étape b3) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes.

L’étape b) d’hydrotraitement selon l’invention est mise en œuvre dans des conditions d’hydrotraitement. Elle peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500O, de préférence entre 350°C et 430°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa.

La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrotraitement et de la durée de cycle visée.

Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée WH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h¹ à 5 h¹, préférentiellement de 0,1 h¹ à 2 h¹, et plus préférentiellement de 0,1 h¹ à 1 h¹.

La quantité d’hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 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 b) d’hydrotraitement peut être effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs à courant descendant de liquide.

Les catalyseurs d’hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus.

II peut s’agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante.

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.

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 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral.

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. Avantageusement, ce support peut renfermer d’autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l’oxyde de bore, la zircone, la cérine, l’oxyde de titane, l’anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d’alumine et très souvent un support d’alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore.

Lorsque l’anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L’alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d’extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 3% à 40% en poids et en général de 5% à 30% en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.

Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) d’hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b1) d’hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b2) d’hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur mixte aussi appelé catalyseur de transition, actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration, à la fois pour la section d’hydrodémétallation b1) et pour la section d’hydrodésulfuration b2) tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143.

Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) de transition, puis une étape b3) d’hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b1) d’hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b2) de transition, actifs en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration sont par exemple décrits dans le document de brevet FR 2940143. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b3) d’hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur de transition tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143 pour les sections b1), b2) et b3).

Etape c) d’hydrocraquage en réacteurs échangeables

L’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement est introduit dans une étape c) d’hydrocraquage en réacteurs échangeables. De l’hydrogène peut également être injecté en amont des différents lit catalytiques composant les réacteurs échangeables d’hydrocraquage. Parallèlement aux réactions de craquage thermique et d’hydrocraquage désirées dans cette étape, il se produit également tout type de réaction d’hydrotraitement (HDM, HDS, HDN, etc...).

Chaque réacteur échangeable de l’étape d’hydrocraquage peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l’unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration) est généralement permis par une section de conditionnement (ensemble d’équipements en dehors de la boucle principale haute pression). La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n’est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.

Pour une unité comportant N réacteurs échangeables, il peut donc y avoir des périodes dans le cycle où la section d’hydrodémétallation comporte entre 1 et N-1 réacteurs échangeables et où la section d’hydrocraquage comporte entre N-1 et 1 réacteurs échangeables.

Dans une unité comportant 4 réacteurs échangeables Ra, Rb, Rc et Rd, l’étape d’hydrocraquage comporte entre 1 et 3 réacteurs parmi ceux qui ne sont pas utilisés dans l’étape d’hydrodémétallation.

Le temps de séjour de la section d’hydrodémétallation et de la section d’hydrocraquage peut donc être considéré comme variable. Le temps de séjour de cette étape a) peut donc être augmenté en connectant dans cette étape au moins un réacteur échangeable issu de l’étape c) d’hydrocraquage, ou être diminué en déconnectant au moins un réacteur permutable de l’étape a) d’hydrodémétallation.

Selon une variante, il peut y avoir plus de 2 réacteurs échangeables dans la section d’hydrocraquage.

L’étape c) d’hydrocraquage selon l’invention peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 340°C et 480O, de préférence entre 350°C et 430°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa.

La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrocraquage et de la durée de cycle visée.

De manière optionnelle, la température moyenne en début de cycle de l’étape c) d’hydrocraquage en réacteurs permutables est supérieure d’au moins 5°C, de préférence d’au moins 10°C, de manière plus préférée d’au moins 15°C à la température moyenne en début de cycle de l’étape b) d’hydrotraitement.

Cet écart peut s’amoindrir au cours du cycle du fait de l’augmentation de la température de l’étape b) d’hydrotraitement pour compenser la désactivation catalytique. Globalement, la température moyenne sur l’ensemble du cycle de l’étape c) d’hydrocraquage est toujours supérieure d’au moins 5°C à la température moyenne sur l’ensemble du cycle de l’étape b) d’hydrotraitement.

Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée WH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h¹ à 5 h¹, préférentiellement de 0,2 h¹ à 2 h¹, et plus préférentiellement de 0,25 h¹ à 1 h¹. La quantité d’hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 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) d’hydrocraquage peut être effectuée industriellement dans au moins un réacteur en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide.

Les catalyseurs utilisés lors de l’étape d’hydrocraquage peuvent être des catalyseurs d’hydrocraquage ou d’hydrotraitement.

Il peut s’agir de catalyseurs granulaires, sous forme d’extrudés ou de billes, comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante.

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. 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.

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. Avantageusement, ce support peut renfermer d’autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l’oxyde de bore, la zircone, la cérine, l’oxyde de titane, l’anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d’alumine et très souvent un support d’alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore.

Lorsque l’anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L’alumine utilisée peut être une alumine γ (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d’extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 5% à 40% en poids et en général de 7% à 30% en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.

De manière alternative, l’étape d’hydrocraquage peut en partie utiliser de manière avantageuse un catalyseur bifonctionnel, ayant une phase hydrogénante afin de pouvoir hydrogéner les aromatiques et réaliser l'équilibre entre les composés saturés et les oléfines correspondantes et une phase acide qui permet de promouvoir les réactions d'hydroisomérisation et d’hydrocraquage.

La fonction acide est avantageusement apportée par des supports de grandes surfaces (généralement 100 à 800 m2.g-1) présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silice-alumines amorphes et les zéolithes.

La fonction hydrogénante est avantageusement apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, tels que fer, cobalt, nickel, ruthénium, rhodium, palladium, osmium, iridium et platine, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique tels que molybdène et tungstène et au moins un métal non noble du groupe VIII (tels que nickel et cobalt). Le catalyseur doit avantageusement également avoir une haute résistance aux impuretés et aux asphaltènes du fait de l'utilisation d'une charge lourde.

De préférence, le catalyseur bifonctionnel utilisé comprend au moins un métal choisi dans le groupe formé par les métaux des groupes VIII et VIB, pris seuls ou en mélange, et un support comprenant 10 à 90% poids d'une zéolithe contenant du fer et 90 à 10% poids d'oxydes inorganiques.

Le métal du groupe VIB utilisé est de préférence choisi parmi le tungstène et le molybdène et le métal du groupe VIII est de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt. Le catalyseur bifonctionnel est de préférence préparé selon la méthode de préparation décrite dans la demande de brevet japonaise n°2289 419 (IKC) ou EP 0 384 186.

Des exemples de ce type de catalyseurs sont décrits dans les brevets JP 2966 985, JP 2908 959, JP 01 049399 et JP 61 028717, US 4 446 008, US 4 622,127, US 6 342 152, EP 0 537 500 et EPO 622 118.

Selon une autre variante préférée, des catalyseurs monofonctionnels et des catalyseurs bifonctionnel de type alumine, silice-alumine amorphe ou zéolitique peuvent utilisés en mélange ou en couches successives.

L’utilisation dans la section d’hydrocraquage de catalyseurs analogues à des catalyseurs d’hydrocraquage en lit bouillonnant ou des catalyseurs bifonctionnels est particulièrement avantageuse.

Selon une variante, les catalyseurs des réacteurs échangeables d’hydrocraquage se caractérisent par des porosités élevées, généralement supérieure à 0,7 mL/g de porosité totale et dont la macroporosité (soit le volume des pores de taille supérieure à 50 nm) constitue un volume poreux supérieur à 0,1 mL/g.

Selon un mode très préféré, les catalyseurs utilisés dans les étapes a) d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables et c) d’hydrocraquage en réacteurs échangeables, sont identiques. Selon un mode encore plus préféré, ces catalyseurs identiques contiennent des métaux de transition supportés sur une alumine ayant une porosité élevée, généralement supérieure à 0,7 mL/g de porosité totale et dont la macroporosité (soit le volume des pores de taille supérieure à 50 nm) constitue un volume poreux supérieur à 0,1 mL/g.

Préalablement à l’injection de la charge, les catalyseurs utilisés dans le procédé selon la présente invention dans les étapes a), b) et c) sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration in-situ ou ex-situ.

Étape d) de séparation de l’effluent d’hydrocraquage

Le procédé selon l’invention peut comprendre en outre une étape d) de séparation permettent l’obtention d’au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde.

L’effluent obtenu à l’issue de l’étape c) d’hydrocraquage comprend une fraction liquide 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 à l’aide des dispositifs de séparation 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 et à une ou plusieurs colonnes de distillation. L’effluent obtenu à l’issue de l’étape c) d’hydrocraquage est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde.

L’étape d) de séparation peut comprendre également une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l’étape de séparation d) comprend en outre au moins 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 distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique.

La fraction distillât atmosphérique peut contenir des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement après séparation, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d’aviation.

En outre, l’étape de séparation d) du procédé selon l’invention peut avantageusement comprendre au moins une distillation sous vide dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation et/ou la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est (sont) fractionnée(s) par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide.

De manière préférée, l’étape d) de séparation comprend tout d’abord 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 distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide dans laquelle la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est fractionnée par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide.

La ou les fractions distillat(s) atmosphériques contiennent typiquement des coupes de type naphta, kérosène et gazole.

La fraction distillât sous vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide.

Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique ou une partie de la fraction résidu sous vide peut, de manière optionnelle, être recyclée dans l’étape c) d’hydrocraquage.

Au moins une partie de la fraction distillât atmosphérique, de préférence une coupe gazole peut, de manière optionnelle, être recyclée dans l’étape a) d’hydrodémétallation.

La fraction résidu atmosphérique et/ou la fraction résidu sous vide peut (peuvent) être envoyée(s) vers un procédé de craquage catalytique.

La fraction résidu atmosphérique et/ou la fraction résidu sous vide peut (peuvent) être utilisée(s) comme fioul ou comme base de fioul à basse teneur en soufre.

Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou une partie de la fraction distillât sous vide peut (peuvent) être envoyée(s) dans une étape de craquage catalytique ou d’hydrocraquage en lit bouillonnant.

Une partie de fraction liquide issue de l’étape d) de séparation peut être utilisée pour former la coupe de distillât selon l’invention utilisée dans l’étape optionnelle e) de précipitation des sédiments.

Etape optionnelle e) : Précipitation des sédiments

La fraction liquide lourde obtenue à l’issue de l’étape d) de séparation peut contenir des sédiments organiques qui résultent des conditions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage. Une partie des sédiments est constituée d’asphaltènes précipités dans les conditions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage et sont analysés comme des sédiments existants (IP375). L’incertitude de mesure de la méthode IP375 est de ± 0,1 pour les teneurs inférieures à 3, et de ± 0,2 pour les teneurs supérieures ou égales à 3.

En fonction des conditions d’hydrocraquage, la teneur en sédiments dans la fraction liquide lourde varie. D’un point de vue analytique, on distingue les sédiments existants (IP375) et les sédiments après vieillissement (IP390) qui incluent les sédiments potentiels. Or, des conditions d’hydrocraquage poussées, c’est-à-dire lorsque le taux de conversion est par exemple supérieur à 30, voire 40 ou 50%, provoquent la formation de sédiments existants et de sédiments potentiels. Il n’y a pas de seuil de conversion auquel ces sédiments existants ou potentiels apparaissent puisqu’ils résultent des conditions opératoires (température, pression, temps de séjour, type de catalyseurs, âge des catalyseurs, etc.) et aussi du type de charge (origine, intervalle d’ébullition, mélanges de charges, etc.).

Afin d’obtenir un fioul ou une base de fioul répondant aux recommandations d’une teneur en sédiments après vieillissement (IP390) inférieure ou égale à 0,1%, le procédé selon l’invention comprend une étape de précipitation permettant d’améliorer l’efficacité de séparation des sédiments et ainsi d’obtenir des fiouls ou des bases de fiouls stables, c’est à dire une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids. La teneur en sédiments après vieillissement est mesurée par la méthode IP390 avec une incertitude de mesure de ± 0,1.

L’étape de précipitation selon l’invention peut être mise en œuvre selon plusieurs variantes e1), e2), e3):

- Une précipitation par déstabilisation e1) qui consiste à mettre en contact la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec une coupe de distillât,

- Une précipitation par oxydation e2) qui consiste à mettre en contact la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec agent oxydant,

- Une précipitation par déstabilisation oxydante e3) qui consiste à mettre en contact la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec une coupe de distillât et un agent oxydant

Variante de précipitation par déstabilisation e1)

L’étape de précipitation par déstabilisation e1) selon le procédé de l’invention comprend la mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec une coupe de distillât comprenant des hydrocarbures, généralement obtenus par distillation de pétrole brut ou issus de procédé de raffinage. Ces hydrocarbures comprennent avantageusement des paraffines, de préférence au moins 20% de paraffines. Ces hydrocarbures ont typiquement une température d’ébullition dans des conditions atmosphériques comprise entre -42 °C et 400 O. Ces hydrocarbures sont typiquement composé de plus de 3 atomes de carbone, généralement entre 3 et 40 atomes de carbones. II peut par exemple s’agir de coupes de type propane, butane, pentane, hexane, heptane, naptha, kérosène, gasoil atmosphérique ou gasoil sous vide prise(s) seule ou mélange. De manière préférée, au moins 20% poids de la coupe de distillât présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieure ou égale à 120°C, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150O.

Dans une variante selon l’invention, la coupe de distillât se caractérise en ce qu’elle comprend au moins 25% poids ayant une température d’ébullition supérieure ou égale à 100O, de préférence supérieure ou égale à 120O, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150°C.

De manière avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillât selon l’invention présente une température d’ébullition d’au moins 252°C.

De manière plus avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillât selon l’invention présente une température d’ébullition d’au moins 255°C.

Ladite coupe de distillât peut en partie, voire en totalité provenir de l’étape d) de séparation de l’invention ou d’un autre procédé de raffinage ou encore d’un autre procédé chimique. L’utilisation de la coupe de distillât selon l’invention présente également l’avantage de s’affranchir de l’utilisation majoritaire de coupes à fortes valeurs ajoutées telles que les coupes pétrochimiques de type naphta.

De plus l’utilisation de la coupe de distillât selon l’invention permet d’améliorer le rendement de la fraction liquide lourde séparée des sédiments. En effet, l’utilisation de la coupe distillât selon l’invention permet le maintien de la solubilisation de composés valorisables dans la fraction liquide lourde à séparer des sédiments, contrairement à l’utilisation de coupes présentant des points d’ébullition plus bas, dans lesquelles ces composés valorisables se trouveraient précipitées avec les sédiments.

La coupe de distillât peut être utilisée en mélange avec une coupe de type naphta et/ou une coupe de type gazole sous vide et/ou résidu sous vide. Ladite coupe de distillât peut être utilisée en mélange avec la fraction légère obtenue à l’issue de l’étape d), la fraction lourde issue de l’étape d), ces fractions pouvant être prises seules ou en mélange. Dans le cas où la coupe de distillât selon l’invention est mélangée avec une autre coupe, une fraction légère et/ou une fraction lourde telle que indiquée ci-dessus, les proportions sont choisies de telle sorte que le mélange résultant respecte les caractéristiques de la coupe de distillât selon l’invention.

Le ratio massique entre la coupe de distillât selon l’invention et la fraction lourde obtenue à l’issue de l’étape d) de séparation est compris 0.01 et 100, de préférence entre 0.05 et 10, de manière plus préférée entre 0,1 et 5, et de manière encore plus préférée entre 0,1 et 2. Lorsque la coupe de distillât selon l’invention est tirée du procédé, il est possible d’accumuler cette coupe pendant une période de démarrage de manière à atteindre le ratio désiré.

La coupe de distillât selon l’invention peut également provenir en partie de l’étape g) de récupération de la fraction hydrocarbonée liquide.

Avantageusement, la variante e1) est réalisée en présence d’un gaz inerte tel le diazote et/ou d’un gaz riche en hydrogène, de préférence issu du procédé de l’invention, notamment de l’étape de séparation d).

Variante de précipitation par oxydation e2)

L’étape de précipitation par déstabilisation e2) selon le procédé de l’invention comprend la mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec un composé oxydant gaz, liquide ou solide. La mise en œuvre d’un composé oxydant présente l’avantage d’accélérer le processus de précipitation. On entend par « gaz oxydant >> un gaz qui peut contenir du dioxygène, de l’ozone ou des oxydes d’azotes, pris seul(s) ou en mélange, éventuellement en complément d’un gaz inerte. Ce gaz oxydant peut être de l’air ou de l’air appauvri par de l’azote. Par extension, un gaz oxydant peut être un gaz halogéné (dichlore par exemple) conduisant facilement à la formation d’oxygène, par exemple en présence d’eau. On entend par « liquide oxydant >> un composé oxygéné, par exemple de l’eau, un peroxyde tel que l’eau oxygénée, un peracide ou encore une solution oxydante minérale telle qu’une solution de nitrate (nitrate d’ammonium par exemple) ou de permanganate (permanganate de potassium par exemple) ou de chlorate ou d’hypochlorite ou de persulfate ou un acide minéral tel que l’acide sulfurique. Selon cette variante, au moins un composé oxydant gaz, liquide ou solide est alors mélangé avec la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation et la coupe de distillât selon l’invention lors de la mise en œuvre de l’étape e) de précipitation des sédiments.

Variante de précipitation car déstabilisation oxydante e3t

L’étape de précipitation par déstabilisation oxydante e3) selon le procédé de l’invention comprend la mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec une coupe de distillât tel que définie dans la variante e1) de précipitation par déstabilisation et d’un composé oxydant gaz, liquide ou solide tel que définie dans la variante e2) de précipitation par oxydation. Lors de la variante e3), il peut y avoir une combinaison de différentes mises en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec au moins une coupe de distillât et au moins un composé oxydant. Ces mises en contact peuvent être successives ou simultanées de manière à optimiser la précipitation.

L’étape e) de précipitation selon l’invention, mise en œuvre selon les variantes e1), e2) ou e3), permet d’obtenir l’ensemble des sédiments existants et potentiels (en convertissant les sédiments potentiels en sédiments existants) de manière à les séparer efficacement et ainsi atteindre la teneur en sédiments après vieillissement (IP390) de 0,1% poids maximum.

L’étape e) de précipitation selon l’invention, mise en œuvre selon les variantes e1 ), e2) ou e3), est avantageusement mise en œuvre pendant un temps de séjour inférieur à 500 minutes, de préférence inférieur à 300 minutes, de manière plus préférée inférieur à 60 minutes, à une température entre 25 et 350°C, de préférence entre 50 et 350 O, de préférence entre 65 et 300°C et de manière plus préférée entre 80 et 250°C. La pression de l’étape de précipitation est avantageusement inférieure à 20 MPa, de préférence inférieure à 10 MPa, plus préférentiellement inférieure à 3 MPa, et encore plus préférentiellement inférieure à 1,5 MPa.

L’étape e) de précipitation selon l’invention peut être réalisée à l’aide de plusieurs équipements. Un mélangeur statique, une autoclave ou une cuve agitée peuvent éventuellement être utilisés de manière à favoriser le contact efficace entre la fraction liquide lourde obtenue à l’issue de l’étape d) de séparation et la coupe de distillât selon l’invention et/ou le composé oxydant selon l’invention. Un ou plusieurs échangeurs peut(vent) être utilisé(s) avant ou après mélange de la fraction liquide lourde obtenue à l’issue de l’étape d) et la coupe de distillât selon l’invention et/ou le composé oxydant selon l’invention de manière à atteindre la température désirée. Une ou plusieurs capacité(s) peut(vent) être utilisée(s) en série ou en parallèle tel qu’un ballon horizontal ou vertical, éventuellement avec une fonction de décantation pour éliminer une partie de la coupe de distillât selon l’invention et/ou une partie ou la totalité du composé oxydant selon l’invention, ou encore une partie des solides les plus lourds. Une cuve agitée et éventuellement équipée d’une double enveloppe permettant une régulation de la température peut également être utilisée. Cette cuve peut être munie d’un soutirage en fond pour éliminer une partie des solides les plus lourds.

A l’issue de l’étape e), on obtient une fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments existants. Cette fraction peut comprendre au moins en partie la coupe de distillât selon l’invention lors de la mise en œuvre selon les variantes e1) ou e3) par déstabilisation oxydante. La fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments est envoyée dans l’étape f) de séparation physique des sédiments.

Etape optionnelle f) : Séparation des sédiments

Le procédé selon l’invention comprend en outre une étape optionnelle f) de séparation physique des sédiments pour obtenir une fraction hydrocarbonée liquide.

La fraction liquide lourde obtenue à l’issue de l’étape e) de précipitation contient des sédiments organiques de type asphaltènes précipités qui résultent des conditions d’hydrocraquage et des conditions de précipitation selon l’invention.

Ainsi, au moins une partie de la fraction liquide lourde issue de l’étape e) de précipitation est soumise à une séparation des sédiments qui est une séparation de type solide-liquide, cette séparation pouvant utiliser un moyen de séparation physique choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation électrostatique, un filtre électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un décanteur centrifuge, un soutirage par vis sans fin. Une combinaison, en série et/ou en parallèle et pouvant fonctionner de manière séquentielle, de plusieurs moyens de séparation du même type ou de type différent peut être utilisée lors de cette étape f) de séparation des sédiments. Une de ces techniques de séparation solide-liquide peut nécessiter l’utilisation périodique d’une fraction légère de rinçage, issue du procédé ou non, permettant par exemple le nettoyage d’un filtre et l’évacuation des sédiments.

A l’issue de l’étape f) de séparation des sédiments, on obtient une fraction hydrocarbonée liquide (à teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids). Cette fraction à teneur réduite en sédiments peut comprendre au moins en partie la coupe de distillât selon l’invention introduite lors de l’étape e). En l’absence de coupe de distillât selon l’invention, la fraction hydrocarbonée liquide à teneur en réduite en sédiments peut avantageusement servir comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1% poids.

Etape optionnelle q) : Récupération de la fraction hydrocarbonée liquide

Selon l’invention, le mélange issue de l’étape f) est avantageusement introduit dans une étape g) de récupération de la fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids consistant à séparer la fraction hydrocarbonée liquide issue de l’étape f) de la coupe de distillât introduite lors de l’étape e). L’étape g) est une étape de séparation similaire à l’étape d) de séparation. L’étape g) peut être mise en œuvre au moyen d’équipements de type ballons séparateurs et/ou colonnes de distillations de manière à séparer d’une part au moins une partie de la coupe de distillât introduite lors de l’étape e) et d’autre part la fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids.

Avantageusement, une partie de la coupe de distillât séparée de l’étape g) est recyclée dans l’étape e) de précipitation.

Ladite fraction hydrocarbonée liquide peut avantageusement servir comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1% poids. Avantageusement, ladite fraction hydrocarbonée liquide est mélangée avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d’un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d’un craquage catalytique, le résidu d’un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillât sous vide et/ou une huile décantée.

Selon un mode de réalisation particulier, une partie de la coupe de distillât selon l’invention peut être laissée dans la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments de manière à ce que la viscosité du mélange soit directement celle d’un grade de fioul souhaité, par exemple 180 ou 380 cSt à 50 °C.

Fluxaqe

Les fractions hydrocarbonées liquides selon l’invention peuvent, au moins en partie, avantageusement être utilisées comme bases de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute à teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids.

Par « fioul >>, on entend dans l’invention une fraction hydrocarbonée utilisable comme combustible. Par « base de fioul >>, on entend dans l’invention une fraction hydrocarbonée qui, mélangée à d’autres bases, constitue un fioul.

Pour obtenir un fioul, les fractions hydrocarbonées liquides issues de l’étape d) ou g) peuvent être mélangées avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d’un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d’un craquage catalytique, le résidu d’un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillât sous vide et/ou une huile décantée. De préférence, on utilisera du kérosène, du gazole et/ou du distillât sous vide produit dans le procédé de l’invention.

De manière optionnelle, une partie des fluxants peut être introduite comme étant une partie ou la totalité de la coupe de distillât selon l’invention.

EXEMPLES SELON L'INVENTION

Exemple 1 (non conforme à l’invention)

Les réacteurs Ra, Rb peuvent permuter entre eux, mais ne peuvent pas être échangés avec les réacteurs Rc, et Rd.

Les réacteurs Rc et Rd peuvent également permuter entre eux, mais ne peuvent pas être échangés avec les réacteurs Ra et Rb.

Deux charges seront utilisées ici avec des teneurs en impuretés, et donc une sévérité, croissantes.

La charge la plus simple (charge 1) correspond à 100% de Résidu atmosphérique d’origine Oural.

La charge la plus difficile (charge 2) correspond à 100% de résidu sous vide d’origine Oural.

Les charges utilisées sont caractérisées par leurs teneurs en impuretés résumées dans le 5 tableau suivant :

	Charge 1	Charge 2
métaux	Ppm (poids)	120	260
Soufre	poids %	2,0	2,6

Tableau 1 : Teneur en impuretés des charges

Le procédé d'hydrotraitement comporte l'utilisation de deux réacteurs permutables Ra et Rb, puis trois réacteurs en lits fixes (R1, R2 et R3), puis deux réacteurs permutables Rc et Rd.

Au sein de ces réacteurs, la charge subit les étapes d’hydrodémétallation (HDM), d’hydrotraitement (HDT) et d’hydrocraquage (HCK)

Les réacteurs Ra, Rb, R1 sont chargés avec du catalyseur d’hydrodémétallation, les réacteurs R2, R3 avec du catalyseur d’hydrotraitement et les réacteurs Rc et Rd avec du catalyseur d’hydrocraquage. Le procédé s'effectue sous une pression partielle d’hydrogène de 15 MPa, une température de réacteur en début de cycle de 370°C et de 400°C pour les réacteurs en aval du R3.

Le tableau 2 ci-dessous montre les vitesses spatiales horaires (WH) pour chaque réacteur catalytique, et les températures moyennes correspondantes (WABT) obtenues en début de cycle suivant le mode de fonctionnement décrit.

	WH (h1)	WABT (°C)
Ra+Rb	1,00	370
R1+R2+R3	0,29	370
Rc+Rd	1,00	400
Total	0,18	375

Tableau 2 : Conditions opératoires pour les deux charges selon l’exemple non conforme

Les performances obtenues pour chacune des charges selon l’exemple non conforme sont données dans le tableau 5.

L’effluent obtenu à l’issue de cet enchaînement catalytique est séparé par flash pour obtenir une fraction liquide et une fraction gazeuse contenant les gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. La fraction liquide est ensuite strippée dans une colonne, puis fractionnée dans une colonne atmosphérique, puis une colonne sous-vide en plusieurs coupes (PI-350°C, 350-520°C et 520°C+).

Exemple 2 (conforme à l’invention)

Le procédé selon l’invention est opéré dans cet exemple avec les mêmes charges, les mêmes catalyseurs, et sous les mêmes conditions opératoires pour les réacteurs R1, R2 et R3. En fonction de la charge et en accord avec l’invention, les réacteurs d’hydrodémétallation Ra, Rb et d’hydrocraquage Rc, et Rd peuvent échanger entre eux. Ils sont échangeables au sens donné à ce terme dans le présent texte.

Pour la charge 1, le réacteur Rb est positionné dans la section d’hydrocraquage avec les réacteurs Rc et Rd, après le réacteur R3 d’hydrotraitement pour augmenter la conversion de la charge, car la purification est facile. Les conditions opératoires sont résumées dans le tableau 3 suivant :

	WH (h’1)	WABT (°C)
Ra	2,0	370
R1+R2+R3	0,29	370
Rb+Rc+Rd	0,67	400
Total	0,18	378

Tableau 3 : Conditions opératoires pour la charge 1 selon l’exemple conforme

Pour la charge 2, le réacteur Rc est positionné dans la section d’hydrodémétallation avant le 20 réacteur R1 d’hydrotraitement pour augmenter l’hydrodémétallation nécessaire à la protection du réacteur R1.

Les conditions opératoires sont résumées dans le tableau 4 suivant :

	WH (h’1)	WABT (°C)
Ra+Rb+Rc	0,67	370
R1+R2+R3	0,29	370
Rd	2,00	400
Total	0,18	373

Tableau 4 : Conditions opératoires pour la charge 2 selon l’exemple conforme

Le tableau 5 suivant compare l’exemple conforme et l’exemple non-conforme :

	Teneur en soufre en sortie	Teneur en Métaux en sortie	WABT	Temps de cycle maximum du R1
%poids	ppm poids	°C	h
conforme	non- conforme	conforme	non- conforme	conforme	non- conforme	conforme	Non- conforme
Charge 1	0,23	0,23	4	5	378	375
Charge 2	0,45	0,45	23	20			6000	4700

Tableau 5 : Comparaison des performances par charge selon les exemples conformes 5 et non-conformes

La WABT est une température moyenne sur la totalité des lits catalytiques en début de cycle. Plus la WABT est élevée et plus la conversion globale en coupes légères et plus facilement valorisables est importante.

Le temps de cycle est calculé en fonction de la teneur maximale en métaux admissible sur le réacteur R1. Une fois cette teneur en métaux atteinte, le procédé doit être arrêté. Le temps de cycle pour une charge difficile (charge 2) est de 6000h dans le cas de l’exemple conforme contre 4700h pour l’exemple non-conforme.

Dans l’exemple conforme, et sans décharger les réacteurs, on peut augmenter la durée de cycle lorsque la charge est dure (charge 2), ou augmenter la conversion lorsque la charge est dite « facile >> (charge 1). Cette flexibilité n’est pas possible dans le cas de l’exemple non-conforme. Et c’est bien dans cette possibilité offerte par les réacteurs échangeables Ra, Rb, Rc et Rd que réside l’intérêt de la présente invention.

Claims (4)

1. REVENDICATIONS

   Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340O, et une température finale d'ébullition d'au moins 440°C, permettant d’obtenir des produits de conversion et une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre, procédé comprenant les étapes suivantes :

   a) une étape d’hydrodémétallation en réacteurs échangeables dans laquelle la charge hydrocarbonée et l’hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, le temps de séjour de cette étape a) pouvant être augmenté en connectant dans cette étape au moins un réacteur échangeable issu de l’étape c) d’hydrocraquage, ou être diminué en déconnectant au moins un réacteur échangeable de l’étape a) d’hydrodémétallation,

   b) une étape d’hydrotraitement en lit fixe comprenant au moins un réacteur dans laquelle l’effluent issu de l’étape a) est mis en contact avec au moins un catalyseur d’hydrotraitement à une température comprise entre 300 °C et 500 °C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa,

   c) une étape d’hydrocraquage en lit fixe dans laquelle au moins un réacteur échangeable avec l’étape d’hydrodémétallation est mis en œuvre à une température comprise entre 340°C et 480°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, en présence de l’effluent issu de l’étape b),et d’un catalyseur,

   d) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape c) pour obtenir au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde,

   e) une étape optionnelle de précipitation des sédiments contenus dans la fraction liquide lourde issue de l’étape d) qui peut s’effectuer selon 3 variantes possibles dites déstabilisation (e1), oxydation (e2), ou déstabilisation oxydante (e3), les conditions opératoires communes aux trois variantes étant les suivantes :

   - temps de séjour inférieur à 500 minutes, de préférence inférieur à 300 minutes, de manière plus préférée inférieur à 60 minutes,

   - température entre 25 et 350 °C, de préférence entre 50 et 350 O, de préférence entre 65 et 300°C et de manière plus préférée entre 80 et 250°C,

   - pression inférieure à 20 MPa, de préférence inférieure à 10 MPa, plus préférentiellement inférieure à 3 MPa et encore plus préférentiellement inférieure à 1,5 MPa,

   f) une étape optionnelle de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape e) optionnelle de précipitation pour obtenir une fraction contenant les sédiments, et une fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments,

   g) une étape optionnelle de séparation d’une fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids consistant à séparer la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l’étape f) de la coupe de distillât éventuellement introduite lors de l’étape e).
2. 2. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel la coupe distillât récupérée à l’issue de l’étape g) est recyclée à l’étape e) de précipitation.
3. 3. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape d’hydrodémétallation a) est conduite aux conditions opératoires suivantes :

   - température de préférence comprise entre 350 °C et 430 °C,

   - pression absolue de préférence comprise entre 11 MPa et 26 MPa, de manière encore préférée entre 14 MPa et 20 MPa,

   - WH, (définie comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur), comprise entre 0,1 h¹ et 5 h¹, préférentiellement entre 0,15 h¹ et 3 h¹, et plus préférentiellement entre 0,2 h¹ et 2 h¹.

   Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape d’hydrodémétallation a) utilise un catalyseur d’hydrodémétallation 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 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral.

   Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape b) d’hydrotraitement est réalisée à une température comprise entre 300 °C et 500O, de préférence entre 350°C et 430O, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière encore préférée entre 14 MPa et 20 MPa.

   6. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape d’hydrotraitement b) utilise 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 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.

   7. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape c) d’hydrocraquage est réalisée à une température comprise entre 340 °C et 480°C, de préférence entre 350°C et 430°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa.

   8. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape c) d’hydrocraquage utilise 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 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.

   9. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape a) d’hydrodémétallation et l’étape c) d’hydrocraquage utilisent le même catalyseur.

   10. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape de séparation d) comprend au moins une distillation atmosphérique qui permet d’obtenir au moins une fraction distillât atmosphérique, et au moins une fraction résidu atmosphérique.

   11. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape de séparation d) comprend au moins une distillation sous vide qui permet d’obtenir au moins une fraction distillât sous vide, et au moins une fraction résidu sous vide.

   12. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape e) de précipitation des sédiments est réalisée par déstabilisation, c’est-à-dire par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec une coupe de distillât comprenant de 3 à 40 atomes de carbone, et plus précisément dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieure ou égale à 120 O, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150 O.

   13. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 11, dans lequel la coupe distillât utilisée pour la mise en contact avec la fraction liquide lourde issue de l’étape d) est choisie parmi les coupes suivantes prises seules ou en mélange : coupes de type propane, butane, pentane, hexane, heptane, naphta, kérosène, gasoil atmosphérique ou gasoil sous vide.

   14. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape e) de précipitation des sédiments est réalisée selon une variante dite par oxydation, c’est à dire par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec un composé oxydant gaz, liquide ou solide, par exemple un peroxyde tel que l’eau oxygénée, ou encore une solution oxydante minérale telle qu’une solution de permanganate de potassium ou un acide minéral tel que l’acide sulfurique.

   15. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape e) de précipitation des sédiments est réalisée selon une variante dite de déstabilisation oxydante, c’est-à-dire par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape d) de séparation avec une coupe de distillât telle que définie dans la variante de précipitation par déstabilisation, et d’un composé oxydant gaz, liquide ou solide tel que définie dans la variante de précipitation par oxydation.

   16. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape f) de séparation physique des sédiments utilise un moyen de séparation physique choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation électrostatique, un filtre électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un décanteur centrifuge, un soutirage par vis sans fin.

   17. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée selon la revendication 1, dans lequel l’étape g) de récupération de la fraction hydrocarbonée liquide ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids consiste à séparer la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l’étape
4. 5 f) de la coupe de distillât introduite lors de l’étape e), laquelle est recyclée à l’étape e).

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