FR3064642A1 - Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee comprenant une etape de desasphaltage, une etape de conditionnement de l'asphalte et une etape de recyclage des sediments issus de la dao - Google Patents
Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee comprenant une etape de desasphaltage, une etape de conditionnement de l'asphalte et une etape de recyclage des sediments issus de la dao Download PDFInfo
- Publication number
- FR3064642A1 FR3064642A1 FR1752649A FR1752649A FR3064642A1 FR 3064642 A1 FR3064642 A1 FR 3064642A1 FR 1752649 A FR1752649 A FR 1752649A FR 1752649 A FR1752649 A FR 1752649A FR 3064642 A1 FR3064642 A1 FR 3064642A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- fraction
- asphalt
- solvent
- sub
- sediments
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 101
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 54
- 238000004064 recycling Methods 0.000 title abstract description 9
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 title description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 68
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 66
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 66
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 46
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 104
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 79
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 60
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 57
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 56
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 31
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 31
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 26
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 claims description 26
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims description 20
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 19
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 18
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 16
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 4
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 claims description 4
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims description 3
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 2
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 claims description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 22
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 22
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 20
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 18
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 16
- 239000012454 non-polar solvent Substances 0.000 description 14
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 12
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus decaoxide Chemical compound O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 11
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 11
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 10
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 9
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 8
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 7
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 7
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000010730 cutting oil Substances 0.000 description 6
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 6
- 239000010747 number 6 fuel oil Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 5
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 5
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 4
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- -1 silica-aluminas Chemical compound 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910003294 NiMo Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 3
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 3
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 3
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 3
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATHHXGZTWNVVOU-UHFFFAOYSA-N N-methylformamide Chemical compound CNC=O ATHHXGZTWNVVOU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- PQNFLJBBNBOBRQ-UHFFFAOYSA-N indane Chemical compound C1=CC=C2CCCC2=C1 PQNFLJBBNBOBRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 241000894007 species Species 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000010908 decantation Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 238000011066 ex-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004898 kneading Methods 0.000 description 1
- 230000035800 maturation Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000004965 peroxy acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000005987 sulfurization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0454—Solvent desasphalting
- C10G67/0463—The hydrotreatment being a hydrorefining
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/003—Solvent de-asphalting
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/002—Apparatus for fixed bed hydrotreatment processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0454—Solvent desasphalting
- C10G67/049—The hydrotreatment being a hydrocracking
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée comprenant une étape de désasphaltage de la charge pour obtenir une fraction huile désasphaltée et une fraction asphalte, une étape d'hydrotraitement, une étape optionnelle de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement, une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de l'effluent issu de l'étape b) ou d'au moins une partie de la fraction lourde issue de l'étape c), une étape de précipitation et une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde, une étape de recyclage des sédiments séparés vers l'étape de désasphaltage et/ou l'étape de conditionnement et une étape de conditionnement de l'asphalte sous forme solide.
Description
® RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
INSTITUT NATIONAL DE LA PROPRIÉTÉ INDUSTRIELLE © N° de publication :
(à n’utiliser que pour les commandes de reproduction) (© N° d’enregistrement national
064 642
52649
COURBEVOIE © Int Cl8 : C 10 G 69/02 (2017.01), C10G 21/00, 45/08, 47/24, 27/00, C 10 C 3/14
DEMANDE DE BREVET D'INVENTION A1
| ©) Date de dépôt : 29.03.17. | © Demandeur(s) : IFP ENERGIES NOUVELLES Etablis- |
| (30) Priorité : | sement public — FR. |
| @ Inventeur(s) : WEISS WILFRIED et MERDRIGNAC | |
| ISABELLE. | |
| (43) Date de mise à la disposition du public de la | |
| demande : 05.10.18 Bulletin 18/40. | |
| ©) 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 TRAITEMENT D'UNE CHARGE HYDROCARBONEE COMPRENANT UNE ETAPE DE DESASPHALTAGE, UNE ETAPE DE CONDITIONNEMENT DE L'ASPHALTE ET UNE ETAPE DE RECYCLAGE DES SEDIMENTS ISSUS DE LA DAO.
FR 3 064 642 - A1 (t”/ L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée comprenant une étape de désasphaltage de la charge pour obtenir une fraction huile désasphaltée et une fraction asphalte, une étape d'hydrotraitement, une étape optionnelle de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement, une étape d'hydrocraquage d'au moins une partie de l'effluent issu de l'étape b) ou d'au moins une partie de la fraction lourde issue de l'étape c), une étape de précipitation et une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde, une étape de recyclage des sédiments séparés vers l'étape de désasphaltage et/ou l'étape de conditionnement et une étape de conditionnement de l'asphalte sous forme solide.
La présente invention concerne le traitement des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées, des métaux et des asphaltènes. Elle concerne plus particulièrement un procédé de traitement de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production d’une fraction majoritaire à teneur réduite en impuretés utilisables comme fiouls ou bases de fiouls et d’une fraction minoritaire concentrant les impuretés.
Un objectif du procédé selon l’invention est de produire une fraction majoritaire utilisable comme fiouls de soute ou bases de fiouls de soute présentant une teneur réduite en impuretés et répondant aux exigences de qualité des combustibles marins o 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%. Cette teneur en sédiments après vieillissement est beaucoup plus contraignante que la teneur en sédiments selon ISO 10307-1 (connue sous le nom d’IP375). 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. Ces sédiments apparaissent généralement après un traitement physique, chimique et/ou thermique.
Dans le domaine du traitement des fractions lourdes d'hydrocarbures, notamment en désasphaltage, un autre problème rencontré réside dans la valorisation de la fraction asphalte qui est souvent considéré comme un déchet. Cet asphalte présente également un problème d’opérabilité en raison de ses propriétés de viscosité.
L’asphalte peut être caractérisé par son point de ramollissement. Un point de ramollissement de 160°C correspond à une viscositéà cette température de 1 million à 2 millions de centistokes (cSt) à cette température. On peut en déduire une viscosité de l’ordre de 500 cSt à la température de sortie d’une unité de strippage d’asphalte (ou stripper selon la terminologie anglo-saxonne) opérée à 280°C. Dans de telles conditions l’évacuation de l’asphalte et son écoulement vers une étape de valorisation de l’asphalte tel que le fluxage, la gazéification, la solidification etc. est imparfait (schéma classique où l’asphalte coule par gravité et par différence de pression entre les deux étapes strippage et solidification).
II est également connu que la viscosité maximum pour le pompage de la fraction asphalte est de l’ordre de 2000 cSt, mais pour des raisons de fiabilité d’opération on recommande 200 cSt environ; les procédés pouvant fluctuer en température, il est souvent préférable d’opérer entre 10 à 50°C au-dessus de la température à laquelle la limite de pompabilité est atteinte (2000 cSt).
Ces problèmes posés limitent souvent la valorisation efficace de l’asphalte. L’état de la technique actuel ne permet pas d’extraire des asphaltes ayant un point de ramollissement supérieur à 160°C sous forme liquide^ dans des conditions de fiabilité satisfaisantes par rapport au risque de bouchage des installations.
La production d’un fioul de soute ou une base de fioul de soute couplé à une meilleure valorisation de la fraction asphalte permet d’augmenter la rentabilité de tels procédés.
La demanderesse a donc mis au point un nouveau procédé de production de fiouls de soute ou de bases de fiouls de soute intégrant une étape de conditionnement de l’asphalte sous forme solides de manière à le rendre facilement transportable.
Le procédé mis au point comprend une étape de désasphaltage de la charge hydrocarbonée au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants en une fraction comprenant de l’asphalte et une fraction comprenant de l’huile désasphaltée suivies d’une étape d’hydrotraitement en lit fixe, d’une étape d’hydrocraquage en lit bouillonnant, une étape de précipitation des sédiments suivie d’une étape de séparation des sédiments, et une étape de conditionnement de la fraction asphalte séparée de l’étape de désasphaltage, caractérisé en ce qu’au moins une partie des sédiments séparés du procédé est recyclée dans l’étape de désasphaltage.
Un avantage de l’invention est de permettre au moyen d’une étape unitaire, notamment de l’étape de désasphaltage, de séparer en même temps que l’asphalte au moins une partie des sédiments séparés ultérieurement du procédé (les sédiments existants (IP375) et les sédiments après vieillissement (IP390)), par recyclage desdits sédiments dans l’étape de désasphaltage. Cela évite la mise en œuvre d’une étape dédiée au traitement des sédiments séparés et limite ainsi les coûts d’investissements.
Un autre avantage de l’invention est de permettre une meilleure valorisation de l’asphalte par son conditionnement sous forme solide de manière à le rendre facilement transportable, lorsque les conditions d’extraction conduisent à l’obtention d’un asphalte à haut point de ramollissement et notamment lorsque l’asphalte mélangé à des sédiments présente un haut point de ramollissement. Ceci contrairement aux asphaltes liquides qui nécessitent d’être constamment chauffés pour être transportés ou aux asphaltes fluxées qui nécessitent de grande quantité de fluxants.
Plus précisément, l’invention concerne un procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une tempâature finale d'ébullition d'au moins 440°C, ledit procédé comprenant les étapes siivantes :
a) une étape de désasphaltage de la charge hydrocarbonée au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants permettant d’obtenir d’une part une fraction comprenant de l’asphalte et du solvant, et d’autre part une fraction comprenant de l’huile désasphaltée et du solvant,
b) une étape d’hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle au moins une partie de la fraction comprenant de l’huile désasphaltée issue de l’étape a), éventuellement séparée du solvant, en présence d’hydrogène sont mis en contact en présence d’un catalyseur d’hydrotraitement,
c) une étape optionnelle de séparation de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement en une fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants et en une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C,
d) une étape d’hydrocraquage d’au moins une partie de l’effluent issu de l’étape b) ou d’au moins une partie de la fraction lourde issue de l’étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydrocraquage,
e) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d) en une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde,
f) une étape de précipitation des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape e)
- par mise en contact de ladite fraction liquide lourde en présence d’un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa,
- ou par mise en contact de ladite fraction liquide lourde avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et ure pression inférieure à 20 MPa,
g) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape f) de précipitation pour obtenir d’une part une fraction hydrocarbonée liquide, éventuellement en mélange avec la coupe de distillât ou avec l’agent oxydant et d’autre part une fraction de sédiments, caractérisé en ce que
- au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée dans l’étape a) de désasphaltage,
- la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) est soumise à une étape de conditionnement comprenant les sous-étapes suivantes :
- une sous-étape h) pendant laquelle la fraction comprenant de l’asphalte est chauffée à une température comprise entre 120 et 340°C et supérieure au point de ramollissement de l’asphalte pour séparer l’asphalte du solvant,
- une sous-étape i) pendant laquelle l’asphalte séparé du solvant est refroidi à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte pour former de l’asphalte sous forme solide.
Avantageusement, au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée dans l’étape de conditionnement en mélange avec la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) entrant dans la sousétape h).
Avantageusement selon l’invention, l’asphalte produit par le procédé présente un point de ramollissement hors solvant (mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427) supérieur à120°C, préférentiellement supérieur à 160°C, plus préférentiellement entre 160 et 250 °C, plus préférentiellement entre 170 et 220 °C.
Avantageusement selon l’invention, les sous-étapes h) et i) sont conduites dans au moins deux sous-unités ou dans une seule unité équipée(s) d’au moins un moyen apte à maintenir en mouvement ou de remuer ou de broyer de manière continue la fraction asphalte, d’au moins un moyen de chauffage et de refroidissement et d’au moins un moyen apte à évacuer le solvant, le mélange de solvants et/ou le fluxant du procédé.
Parmi les intérêts de la présente invention, on peut noter :
- La possibilité de produire un asphalte à très haut point de ramollissement sous forme solide et donc valorisable;
- L’obtention à haut rendement d’huile désalphatée à teneur réduite en impuretés, valorisable telle quelle comme fioul de soute ou base de fioul de soute ;
- La possibilité de combiner en une étape la séparation des sédiments contenus dans la fraction huile désasphaltée et la séparation de l’asphalte lors de l’étape de désasphaltage.
Description détaillée
La charge
La charge traitée dans le procédé selon l’invention est avantageusement une charge hydrocarbonée présentant une teneur en asphaltènes C7 (AC7) d'au moins 1 % poids, de préférence au moins 2% poids par rapport à la charge, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, de préférence d’au moins 450°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 440°C, cb préférence d’au moins 600°C.
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 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 traitées sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus, et plus préférentiellement des résidus sous vide.
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, d’au moins 0,5% en poids, préférentiellement d’au moins 1% en poids, plus préférentiellement d’au moins 2% en poids par rapport à la charge.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des asphaltènes. La teneur en asphaltènes C7 peut-être d’au moins 1% poids, de préférence d’au moins 2% poids par rapport à la charge.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des métaux. La teneur en nickel + vanadium peut-être d’au moins 10 ppm, de préférence d’au moins 30 ppm.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre du carbone Conradson. La teneur en carbone Conradson peut être d’au moins 2% poids, de préférence d’au moins 5% poids par rapport à la charge.
Etape a) de désasphaltage
Conformément à l’invention, la charge hydrocarbonée est soumise à une étape a) de désasphaltage de la charge hydrocarbonée au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants permettant d’obtenir d’une part une fraction comprenant de l’asphalte et du solvant, et d’autre part une fraction comprenant de l’huile désasphaltée et du solvant.
L’étape de désasphaltage est réalisée de préférence dans des conditions spécifiques permettant d'obtenir une huile désasphaltée de préférence avec un rendement élevé et une fraction asphalte obtenue de préférence en plus faible quantité.
L'étape a) de désasphaltage peut être réalisée en une ou plusieurs étapes, par mise en contact de la charge avec un solvant contenant des hydrocarbures, de manière à obtenir une fraction asphalte et une fraction huile désasphaltée dite DAO, l'étape a) étant mise en œuvre avantageusement dans les conditions subcritiques pour le solvant ou le mélange de solvants utilisé. Un solvant apolaire ou un mélange de solvants polaire et apolaire peut être utilisé. De préférence, un mélange d'au moins un solvant polaire et d'au moins un solvant apolaire est utilisé.
Lorsque l'étape a) de désasphaltage est réalisée en utilisant une combinaison de solvants polaire(s) et apolaire(s), cela permet d'aller plus loin dans le maintien de la solubilisation dans la matrice huile de tout ou partie des structures polaires des résines lourdes et des asphaltènes qui sont les principaux constituants de la phase asphalte. On parle alors de désalphatage sélectif tel que mis en œuvre dans le brevet FR 2 999 597B. Le désasphaltage sélectif permet ainsi de choisir quel type de structures polaires restent solubilisées dans la matrice huile désasphaltée. Par conséquent, elle permet de n'extraire sélectivement de la charge qu'une partie de cet asphalte, c'est-à-dire les structures les plus polaires et les plus réfractaires à l’hydrotraitement et à l’hydrocraquage.
L'étape a) peut être réalisée dans une colonne d'extraction ou extracteur, ou dans un mélangeur-décanteur. L’étape a) est de préférence réalisée dans une colonne d’extraction contenant des contacteurs liquide-liquide (éléments de garnissage et/ou plateaux, etc.) placés dans une ou plusieurs zones. De préférence, le solvant ou le mélange de solvants selon l'invention est introduit dans la colonne d'extraction à deux niveaux différents. De préférence, la charge selon l'invention est introduite dans une colonne d'extraction à un seul niveau d'introduction, généralement en mélange avec au moins une partie du solvant et généralement en dessous d’une première zone de contacteurs liquide-liquide. De préférence, l’autre partie du solvant ou mélange de solvants est injectée plus bas que la charge, généralement en dessous d’une seconde zone de contacteurs liquide-liquide, la charge étant injectée audessus de cette seconde zone de contacteurs.
L'étape a) est mise en oeuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant ou mélange de solvants. L'étape a) est mise en oeuvre à température avantageusement comprise entre 50 et 350°C, de préférence entre 80 et 320°C, de manière plus préférée entre 120 et 310°C, de manière encore pluspréférée entre 150 et 300°C, et une pression avantageusement comprise entre 0,1 et 6 MPa, de préférence entre 1 et 6 MPa, de manière plus préférée entre 2 et 5 MPa.
Le rapport ou ratio de volume du solvant ou du mélange de solvants selon l'invention (volume de solvant polaire + volume de solvant apolaire) sur la masse de fraction hydrocarbonée DAO issue de l’étape a) est généralement compris entre 1/1 et 10/1, de préférence entre 2/1 à 8/1 exprimé en litres par kilogrammes. Ce rapport inclus la totalité du solvant ou mélange de solvants pouvant être divisée en plusieurs points d’injection.
Le solvant polaire utilisé peut être choisi parmi les solvants aromatiques purs ou napthéno-aromatiques, les solvants polaires comportant des hétéro-éléments, ou leur mélange. Le solvant aromatique est avantageusement choisi parmi les hydrocarbures monoaromatiques, de préférence le benzène, le toluène ou les xylènes seuls ou en mélange; les diaromatiques ou polyaromatiques; les hydrocarbures naphténo-hydrocarbures aromatiques tels que la tétraline ou l'indane; les hydrocarbures aromatiques hétéroatomiques (oxygénés, azotés, soufrés) ou tout autre famille de composés présentant un caractère plus polaire que les hydrocarbures saturés comme par exemple le diméthylsulfoxyde (DMSO), le di10 méthylformamide (DMF), le tétrahydrofurane (THF). Le solvant polaire utilisé dans le procédé selon l'invention peut être une coupe riche en aromatiques. Les coupes riches en aromatiques selon l'invention peuvent être par exemple des coupes issues du FCC (Fluid Catalytic Cracking selon la terminologie anglo-saxonne) telles que l'essence lourde ou le LCO (Light Cycle Oil selon la terminologie anglo-saxonne) ou issues des unités de pétrochimie ou de raffineries. Citons également les coupes dérivées du charbon, de la biomasse ou de mélange biomasse/charbon avec éventuellement une charge pétrolière résiduelle après conversion thermochimique avec ou sans hydrogène, avec ou sans catalyseur. De manière préférée, le solvant polaire utilisé est un hydrocarbure monoaromatique pur ou en mélange avec un hydrocarbure aromatique.
Selon une variante d’extraction mettant en œuvre une combinaison de solvants polaire(s) et apolaire(s), un mélange de solvants polaire(s) et apolaire(s) est injectée en un point tandis qu’un solvant ou un mélange de solvant(s) polaire et apolaire est injecté en un deuxième point. Selon cette variante, de préférence, un solvant polaire plus lourd que le solvant apolaire est injecté dans le point le plus bas.
Le solvant apolaire utilisé est de préférence un solvant composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 9. Ces solvants sont utilisés purs ou en mélange (par exemple: mélange d'alcanes et /ou de cycloalcanes ou bien de coupes pétrolières légères type naphta). De manière préférée, le solvant apolaire contient des hydrocarbures ayant un nombre de carbone supérieur ou égal à 4 et inférieur ou égal à 7, de manière très préférée, le solvant apolaire contient des hydrocarbures ayant un nombre de carbone supérieur ou égal à 5 et inférieur ou égal à 7, ceci de manière à obtenir un asphalte à haut point de ramollissement propice à l’invention et d’obtenir l’huile désasphaltée avec un fort rendement.
Avantageusement, le rapport ou ratio volumique (v/v) du solvant apolaire sur le solvant polaire est supérieur à 50/50, de manière préférée supérieur à 60/40 et manière très préférée supérieur à 70/30.
Avantageusement, le point d'ébullition du solvant polaire du mélange de solvants selon l'invention est supérieur au point d'ébullition du solvant apolaire.
Le choix des conditions de température et de pression de l'extraction combiné au choix de la nature des solvants et au choix de la combinaison éventuelle de solvants apolaire et polaire dans l'étape a) d’extraction (ou de désasphaltage) permettent d'ajuster les performances d'extraction. L'étape a) permet, grâce à des conditions de désasphaltage spécifiques, d'aller plus loin dans le maintien de la solubilisation dans la matrice huile de tout ou partie des structures polaires des résines lourdes et des asphaltènes qui sont les principaux constituants de la phase asphalte dans le cas du désasphaltage classique. Il en résulte un rendement amélioré d’huile désasphaltée.
En tête de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence au20 dessus de la zone de contacteur(s) liquide-liquide située la plus haute, on récupère une fraction qui comprend de l'huile désasphaltée (huile désasphaltée dite DAO) et une partie du solvant ou du mélange de solvants selon l'invention.
En fond de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence dessous de la zone de contacteur(s) située la plus basse, on récupère une fraction qui comprend de l’asphalte et une partie du solvant ou mélange de solvants selon l'invention.
Le solvant ou mélange de solvants peut être constitué d’un appoint et/ou d’une partie recyclée lors d’étapes éventuelles de séparation, notamment de la sous-étape h).
Ces appoints sont nécessaires pour compenser les pertes de solvant dans la fraction asphalte et/ou la fraction huile désasphaltée. Ces pertes sont faibles mais ne peuvent être évitées du fait des étapes de séparation imparfaites par définition.
- Etape éventuelle de séparation de la fraction comprenant de l’huile désasphaltée du solvant
La fraction comprenant de l’huile désasphaltée issue de l’étape a) d’extraction peut être soumise à une étape de séparation permettant d’obtenir d’une part une huile désasphaltée et d’autre part le solvant ou le mélange de solvants introduit lors de l’étape a) d’extraction. Le solvant ou le mélange de solvants récupéré peut être recyclé dans l’étape de désasphaltage.
Cette étape de séparation permettant de séparer l’huile désasphaltée et le solvant peut mettre en oeuvre tous les équipements nécessaires connus de l’homme du métier (ballons séparateurs, colonnes de distillation ou de strippage, échangeurs de chaleur, fours, pompes, compresseurs, etc.).
L’huile désasphaltée contient des teneurs en impuretés inférieures à celles de la charge. Le rendement en huile désasphaltée est élevé, au moins 50% en poids de la charge de départ, de préférence supérieure à 60% en poids de la charge de départ et de manière très préférée supérieure à 70% en poids de la charge.
Etape b) d’hydrotraitement
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape d’hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle au moins une partie de la fraction comprenant de l’huile désasphaltée issue de l’étape a) et éventuellement séparée du solvant, en présence d’hydrogène sont mis en contact en présence d’un catalyseur d’hydrotraitement.
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. L’hydrotraitement comprend notamment des réactions d’hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d’hydrodésazotation (couramment appelé HDN) et des réactions d’hydrodémétallation (couramment appelé HDM), accompagnées de réactions d’hydrogénation, d’hydrodéoxygénation, d’hydrodéaromatisation, d’hydroisomérisation, d’hydrodéalkylation, d’hydrocraquage, d’hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson.
Selon une variante de l’invention, l’étape a) 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, la charge et de l’hydrogène 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-FTM, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846.
Selon une autre variante de l’invention, lorsque la charge contient plus de 100 ppm, voire plus de 200 ppm de métaux et/ou lorsque que la charge comprend des impuretés telles que des dérivés de fer, il peut être avantageux de mettre en oeuvre des réacteurs permutables (technologie « PRS >>, pour « Permutable 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’hydrodémétallation en lit fixe.
L’homme du métier comprend aisément que, dans l’étape d’hydrodémétallation, on effectue des réactions d’hydrodémétallation mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement et notamment d’hydrodésulfuration. De même, dans l’étape d’hydrodésulfuration, on effectue des réactions d’hydrodésulfuration mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement et notamment d’hydrodémétallation. L’homme du métier comprend que l’étape d’hydrodémétallation commence là où commence l’étape d’hydrotraitement, soit là où la concentration en métaux est maximale. L’homme du métier comprend que l’étape d’hydrodésulfuration se termine là où se termine l’étape d’hydrotraitement, soit là où l’élimination du soufre est la plus difficile. Entre l’étape d’hydrodémétallation et l’étape d’hydrodésulfuration, l’homme du métier définit parfois une zone de transition dans laquelle se produisent tous les types de réaction d’hydrotraitement.
L’étape b) d’hydrotraitement selon l’invention est mise en oeuvre dans des conditions d’hydrotraitement. Elle peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 300°C et 450°C, de préfæence entre 350°C et 420°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrotraitement et de la durée du traitement 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 h'1 à 5 h'1, préférentiellement de 0,1 h'1 à 2 h'1, et plus préférentiellement de 0,1 h'1 à 1 h'1. 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. Il peut s’agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un 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.
Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape d’hydrodémétallation (HDM) puis une étape d’hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape.
Des catalyseurs utilisables dans l’étape 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. On utilise de préférence des catalyseurs d’HDM dans les réacteurs permutables.
Des catalyseurs utilisables dans l’étape 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, actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration, à la fois pour la section d’hydrodémétallation et pour la section d’hydrodésulfuration tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143.
Préalablement à l’injection de l’huile désasphaltée, les catalyseurs utilisés dans le procédé selon la présente invention sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration in-situ ou ex-situ.
Selon une variante du procédé, une co-charge peut être introduite en entrée de la section d’hydrotraitement b) en lit fixe avec l’huile désasphaltée de la section de désasphaltage sélectif a) éventuellement séparée du solvant. 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 huile de coupe légère (LCO ou « light cycle oil >> selon la terminologie anglo-saxonne), une huile de 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. 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.
Selon une autre variante et dans le cas où la section d’hydrotraitement dispose de plusieurs réacteurs en lit fixe, cette co-charge peut être injectée en partie ou totalement dans un des réacteurs en aval du premier réacteur.
Selon une variante, une partie de la charge peut être injectée directement en entrée de l’étape b) d’hydrotraitement, cette partie court-circuitant l’étape a) de désasphaltage.
Etape c) optionnelle de séparation
Le procédé selon l’invention peut comprendre une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement en une fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C. L’étape de séparation de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement est optionnelle.
Dans le cas où l’étape de séparation de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement n’est pas mise en oeuvre, au moins une partie de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement est introduite directement dans la section permettant la mise en oeuvre de l’étape d) d’hydrocraquage en lit bouillonnant sans changer de composition chimique et sans perte de pression significative. Par « perte de pression significative », on entend une perte de pression provoquée par une vanne ou une turbine de détente, qu’on pourrait estimer à une perte de pression de plus de 10% de la pression totale. L’homme du métier utilise généralement ces pertes de pression ou détentes lors des étapes de séparation.
Lorsque l’étape de séparation c) est mise en oeuvre sur l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement, celle-ci peut être complétée par d’autres étapes de séparation supplémentaires, permettant de séparer au moins une fraction légère et au moins une fraction lourde.
Par «fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants», on entend une fraction dans laquelle au moins 90% des composés ont un point d’ébullition inférieur à 350°C.
Par «fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C», on entend une fraction dans laquelle au moins 90% des composés ont un point d’ébullition supérieur ou égal à 350°C De préférence, la fraction légère obtenue lors de l’étape c) de séparation comprend une phase gazeuse et au moins une fraction légère d’hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel. La fraction lourde comprend de préférence une fraction distillât sous vide et une fraction résidu sous vide et/ou une fraction résidu atmosphérique.
L’étape c) de séparation peut être mise en oeuvre par toute méthode connue de l’homme du métier. Cette méthode peut être choisie parmi une séparation haute ou basse pression, une distillation haute ou basse pression, un stripage haute ou basse pression, et les combinaisons de ces différentes méthodes pouvant opérer à différentes pressions et températures.
Selon un premier mode de réalisation de la présente invention, l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement subit une étape c) de séparation avec décompression. Selon ce mode de réalisation, la séparation est de préférence effectuée dans une section de fractionnement qui peut d’abord comprendre un séparateur haute pression haute température (HPHT), et éventuellement un séparateur haute pression basse température (HPBT), suivi ensuite éventuellement d’une section de distillation atmosphérique et/ou d’une section de distillation sous vide. L’effluent de l’étape b) peut être envoyé dans une section de fractionnement, généralement dans un séparateur HPHT permettant d’obtenir une fraction légère et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillants à au moins 350°C. De manière générale, la séparation n’est de préférence pas faite selon un point de coupe précis, elle s’apparente plutôt à une séparation de type instantané (ou flash selon la terminologie anglo-saxonne). Le point de coupe de la séparation se situe avantageusement entre 200 et 400 °C.
De préférence, ladite fraction lourde peut ensuite être fractionnée par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique, contenant de préférence au moins une fraction légère d’hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel, et une fraction résidu atmosphérique. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique peut également être fractionnée par distillation sous vide en une fraction distillât sous vide, contenant de préférence du gazole sous vide, et une fraction résidu sous vide. Au moins une partie de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique sont avantageusement envoyées dans l’étape d) d’hydrocraquage. Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique peut (vent) également être utilisée (s) directement comme base de fioul, notamment comme base de fioul à basse teneur en soufre. Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique peut(vent) également être envoyée (s) vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé de craquage catalytique en lit fluidisé.
Selon un deuxième mode de réalisation, l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement subit une étape c) de séparation sans décompression. Selon ce mode de réalisation, l’effluent de l’étape b) d’hydrotraitement est envoyé dans une section de fractionnement, généralement dans un séparateur HPHT, ayant un point de coupe entre 200 et 450°C permettant d’obtenir au moins ure fraction légère et au moins une fraction lourde. De manière générale, la séparation n’est de préférence pas faite selon un point de coupe précis, elle s’apparente plutôt à une séparation de type instantané (ou flash selon la terminologie anglo-saxonne). La fraction lourde peut ensuite être directement envoyée dans l’étape d) d’hydrocraquage.
La fraction légère peut subir d’autres étapes de séparation. Avantageusement, elle peut être soumise à une distillation atmosphérique permettant d’obtenir une fraction gazeuse, au moins une fraction légère d’hydrocarbures liquides de type naphta, kérosène et/ou diesel et une fraction distillât sous vide, la dernière pouvant être au moins en partie envoyée dans l’étape d) d’hydrocraquage. Une autre partie du distillât sous vide peut être utilisée comme fluxant d’un fioul. Une autre partie du distillât sous vide peut être valorisée en étant soumis à un procédé d’hydrocraquage en lit fixe et/ou un procédé de craquage catalytique en lit fluidisé.
La séparation sans décompression permet une meilleure intégration thermique et se traduit par une économie d’énergie et d’équipement. En outre, ce mode de réalisation présente des avantages technico-économiques étant donné qu’il n’est pas nécessaire d’augmenter la pression des flux après séparation avant l’étape d’hydrocraquage ultérieure. Le fractionnement intermédiaire sans décompression étant plus simple que le fractionnement avec décompression, le coût d’investissements est donc avantageusement réduit.
Les fractions gazeuses issues de l’étape de séparation subissent de préférence un traitement de purification pour récupérer l’hydrogène et le recycler vers les réacteurs d’hydrotraitement et/ou d’hydrocraquage, voire dans l’étape de précipitation. La présence de l’étape de séparation entre l’étape b) d’hydrotraitement et l’étape d) d’hydrocraquage, permet de façon avantageuse de disposer de deux circuits d’hydrogène indépendants, un relié à l’hydrotraitement, l’autre à l’hydrocraquage, et qui, selon le besoin, peuvent être reliés l’un à l’autre. L’appoint d’hydrogène peut se faire au niveau de la section d’hydrotraitement ou au niveau de la section d’hydrocraquage ou au niveau des deux. L’hydrogène de recyclage peut alimenter la section d’hydrotraitement ou la section d’hydrocraquage ou les deux. Un compresseur peut éventuellement être en commun aux deux circuits d’hydrogène. Le fait de pouvoir relier les deux circuits d’hydrogène permet une optimisation de la gestion d’hydrogène et de limiter les investissements en terme de compresseurs et/ou unités de purification des effluents gazeux. Les différents modes de réalisation de la gestion d’hydrogène utilisable dans la présente invention sont décrits dans la demande de brevet FR 2957607.
La fraction légère obtenue à l’issue de l’étape c) de séparation, qui comprend des hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel ou autres, notamment GPL et gazole sous vide, peut être valorisée selon les méthodes sont bien connues de l’homme du métier. Les produits obtenus peuvent être intégrés à des formulations carburants (aussi appelé « pools >> carburants selon la terminologie anglo-saxonne) ou subir des étapes de raffinage supplémentaires. Le(s) fraction(s) naphta, kérosène, gazole et le gazole sous vide peuvent être soumises à un ou plusieurs traitements, par exemple hydrotraitement, hydrocraquage, alkylation, isomérisation, reformage catalytique, craquage catalytique ou thermique, pour les amener de façon séparée ou en mélange aux spécifications requises qui peuvent porter sur la teneur en soufre, sur le point de fumée, sur l’indice d’octane, de cétane, et autres.
La fraction légère obtenue à l’issue de l’étape c) peut être utilisée au moins en partie pour former la coupe de distillât selon l’invention utilisée dans l’étape f) de précipitation des sédiments, ou pour être mélangée avec ladite coupe de distillât selon l’invention.
Une partie de la fraction lourde issue de l’étape c) de séparation peut être utilisée pour former la coupe de distillât selon l’invention utilisée dans l’étape f) de précipitation des sédiments.
Etape d) d’hydrocraquage en lit bouillonnant
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape d) d’hydrocraquage d’au moins une partie de l’effluent issu de l’étape b) ou d’au moins une partie de la fraction lourde issue de l’étape c),réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydrocraquage,
Au moins une partie de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement ou au moins une partie de la fraction lourde issue de l’étape c) est ainsi envoyée à une étape d) d’hydrocraquage qui est réalisée dans au moins un réacteur, avantageusement deux réacteurs, contenant au moins un catalyseur d’hydrocraquage en lit bouillonnant. Le catalyseur d’hydrocraquage est avantageusement un catalyseur supporté. Ledit réacteur peut fonctionner à courant ascendant de liquide et de gaz. L’objectif principal de l’hydrocraquage est de convertir la charge hydrocarbonée lourde en coupes plus légères tout en la raffinant partiellement.
Selon un mode de réalisation de l’invention, une partie de la charge hydrocarbonée initiale peut être injectée directement en entrée de la section d’hydrocraquage d) en lit bouillonnant, en mélange avec l’effluent issu de la section d’hydrotraitement b) en lit fixe ou avec la fraction lourde issue de l’étape c), sans que cette partie de la charge hydrocarbonée n’ait été traitée dans l’étape a) de désasphaltage et l’étape b) d’hydrotraitement. Ce mode de réalisation peut s’apparenter à un court-circuit partiel de l’étape a) de désasphaltage et de l’étape b) d’hydrotraitement.
Selon une variante, une co-charge peut être introduite en entrée de la section d’hydrocraquage d) en lit bouillonnant avec l’effluent de la section d’hydrotraitement b) en lit fixe ou la fraction lourde issue de l’étape c). 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 huile de coupe légère (LCO ou « light cycle oil >> selon la terminologie anglo-saxonne), une huile de 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. 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. Selon une autre variante et dans le cas où la section d’hydrocraquage dispose de plusieurs réacteurs en lit bouillonnant, cette co-charge peut être injectée en partie ou totalement dans un des réacteurs en aval du premier réacteur.
L’hydrogène nécessaire à la réaction d’hydrocraquage peut être déjà présent en quantité suffisante dans l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement injecté en entrée de la section d’hydrocraquage d) en lit bouillonnant. Il est toutefois préférable de prévoir un apport d’hydrogène supplémentaire en entrée de la section d’hydrocraquage d). Dans le cas où la section d’hydrocraquage dispose de plusieurs réacteurs en lit bouillonnant, de l’hydrogène peut être injecté en entrée de chaque réacteur. L’hydrogène injecté peut être un flux d’appoint et/ou un flux de recyclage.
La technologie en lit bouillonnant est bien connue de l’homme du métier. Seules les principales conditions opératoires seront décrites ici. Les technologies à lits bouillonnants utilisent classiquement des catalyseurs supportés sous forme d’extrudés dont le diamètre est généralement de l’ordre de 1 millimètre ou moins. Les catalyseurs restent à l’intérieur des réacteurs et ne sont pas évacués avec les produits, sauf lors des phases d’appoint et de soutirage de catalyseurs nécessaire pour maintenir l’activité catalytique. Les niveaux de température peuvent être élevés afin d’obtenir des conversions élevées tout en minimisant les quantités de catalyseurs mis en œuvre. L’activité catalytique peut être maintenue constante grâce au remplacement en ligne du catalyseur. Il n’est donc pas nécessaire d’arrêter l’unité pour changer le catalyseur usagé, ni d’augmenter les températures de réaction le long du cycle pour compenser la désactivation. De plus, le fait de travailler à des conditions opératoires constantes permet avantageusement d’obtenir des rendements et des qualités de produits constants le long du cycle. Aussi, du fait que le catalyseur est maintenu en agitation par un recyclage important de liquide, la perte de charge sur le réacteur reste faible et constante.
Les conditions de l’étape d) d’hydrocraquage en lit bouillonnant peuvent être des conditions classiques d’hydrocraquage en lit bouillonnant d’une charge hydrocarbonée. On opère avantageusement sous une pression absolue comprise entre 2,5 MPa et 35 MPa, préférentiellement entre 5 MPa et 25 MPa, plus préférentiellement entre 6 MPa et 20 MPa, et encore plus préférentiellement entre 11 MPa et 20 MPa à une température comprise entre 330°C et 550°C, préférentiellement entre 350°C et 500°C. La vitessespatiale (WH) et la pression partielle d’hydrogène sont des paramètres que l’on fixe en fonction des caractéristiques du produit à traiter et de la conversion souhaitée. La WH qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du réacteur se situe généralement dans une gamme allant de 0,1 h'1 à 10 h'1, préférentiellement de 0,1 h'1 à 5 h'1 et plus préférentiellement de 0,1 h'1 à 1 h'1. La quantité d’hydrogène mélangée à la charge est habituellement de 50 à 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, le plus souvent de 100 Nm3/m3 à 1500 Nm3/m3 et de préférence de 200 Nm3/m3 à 1200 Nm3/m3.
On peut utiliser un catalyseur granulaire classique d’hydrocraquage comprenant, sur un support amorphe, au moins un métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux du groupe VIII, par exemple du nickel et/ou du cobalt, le plus souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB, par exemple du molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel et 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 amorphe. 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. Ce support peut également renfermer d’autres composés et par exemple des oxydes choisis dans le groupe constitué par l’oxyde de bore, la zircone, l’oxyde de titane, l’anhydride phosphorique. 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 habituellement inférieure à 20% en poids et le plus souvent inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O3 est présent, sa concentration est habituellement inférieure à 10% en poids. L’alumine utilisée est habituellement une alumine y (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur peut être sous forme d’extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII peut être comprise entre 5% et 40% en poids, de préférence entre 7% et 30% en poids, et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VI sur métal (ou métaux) du groupe VIII est compris entre 20 et 1, de préférence entre 10 et 2.
Le catalyseur usagé peut être en partie remplacé par du catalyseur frais, généralement par soutirage en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur de catalyseur frais ou neuf à intervalle de temps régulier, c’est-à-dire par exemple par bouffée ou de façon continue ou quasi continue. On peut également introduire le catalyseur par le bas et le soutirer par le haut du réacteur. On peut par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par exemple d’environ 0,05 kilogramme à environ 10 kilogrammes par mètre cube de charge. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l’aide de dispositifs permettant le fonctionnement continu de cette étape d’hydrocraquage. Le réacteur d’hydrocraquage comporte habituellement une pompe de recirculation permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d’au moins une partie du liquide soutiré en tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est également possible d’envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu’il renferme avant sa réinjection dans l’étape d) d’hydrocraquage.
L’étape d) d’hydrocraquage selon le procédé de l’invention peut être mise en oeuvre dans les conditions du procédé H-OIL® tel que décrit par exemple dans le brevet US 6270654B.
L’hydrocraquage en lit bouillonnant peut se faire dans un seul réacteur ou dans plusieurs réacteurs, de préférence deux, disposés en série. Le fait d’utiliser au moins deux réacteurs en lit bouillonnant en série permet d’obtenir des produits de meilleure qualité et avec un meilleur rendement. De plus, l’hydrocraquage en deux réacteurs permet d’avoir une opérabilité améliorée au niveau de la flexibilité des conditions opératoires et du système catalytique. De préférence, la température du deuxième réacteur en lit bouillonnant est au moins 5°C plus élevée que celle du premier réacteur en lit bouillonnant. La pression du deuxième réacteur peut être de 0,1 MPa à 1 MPa plus faible que pour le premier réacteur pour permettre l’écoulement d’au moins une partie de l’effluent issue de la première étape sans qu’un pompage soit nécessaire. Les différentes conditions opératoires en termes de température dans les deux réacteurs d’hydrocraquage sont sélectionnées pour pouvoir contrôler l’hydrogénation et la conversion de la charge en produits souhaités dans chaque réacteur.
Dans le cas où l’étape d) d’hydrocraquage est réalisée en deux sous-étapes (d1) et (d2) dans deux réacteurs disposés en série, l’effluent obtenu à l’issue de la première sous-étape d1) peut éventuellement être soumis à une étape de séparation de la fraction légère et de la fraction lourde, et au moins une partie, de préférence la totalité, de ladite fraction lourde peut être traitée dans la seconde sous-étape d2) d’hydrocraquage. Cette séparation est avantageusement faite dans un séparateur inter-étage, tel que décrit par exemple dans le brevet US 6270654B, et permet notamment d’éviter le sur-craquage de la fraction légère dans le deuxième réacteur d’hydrocraquage. Il est également possible de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la première sous-étape (d1) d’hydrocraquage, opérant à plus basse température, directement au réacteur de la deuxième sous-étape (d2), opérant à température plus élevée, ou de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la deuxième sous3064642 étape (d2) directement au réacteur de la première sous-étape (d1). Ce système de cascade est par exemple décrit dans le brevet US 4816841 B.
L’étape d'hydrocraquage peut aussi se faire avec plusieurs réacteurs en parallèle (généralement deux) dans le cas de grosse capacité. L’étape d’hydrocraquage peut ainsi comporter plusieurs étages en série, éventuellement séparés d’un séparateur inter-étage, chaque étage étant constitué de un ou plusieurs réacteurs en parallèle.
Étape e) de séparation de l’effluent d’hydrocraquage
Conformément à l’invention, le procédé comprend en outre une étape e) de séparation de l’effluent issu de l’étape d) d’hydrocraquage en une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde.
L’effluent obtenu à l’issue de l’étape d) d’hydrocraquage comprend une fraction liquide et une fraction gazeuse contenant les gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4 (c’est-à-dire comprenant de 1 à 4 atomes de carbone). 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 strippage à la vapeur ou à l’hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. L’effluent obtenu à l’issue de l’étape d) d’hydrocraquage est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT).
Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse est de préférence traitée dans un moyen de purification d’hydrogène de façon à récupérer l’hydrogène non consommé lors des réactions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage. Le moyen de purification d’hydrogène peut être un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série. L’hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l’invention, après une éventuelle recompression. L’hydrogène peut être introduit en entrée de l’étape b) d’hydrotraitement et/ou à différents endroits au cours de l’étape b) d’hydrotraitement et/ou en entrée de l’étape d) d’hydrocraquage et/ou à différents endroits au cours de l’étape d) d’hydrocraquage, voire dans l’étape de précipitation.
L’étape e) de séparation peut comprendre également une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l’étape de séparation e) 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, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d’aviation.
L’étape de séparation e) du procédé selon l’invention peut comprendre en outre 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 e) 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 fraction distillât sous vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide.
Au moins une partie de la fraction résidu sous vide peut être recyclée dans l’étape d) d’hydrocraquage.
Une partie de fraction liquide lourde issue de l’étape e) de séparation peut être utilisée pour former la coupe de distillât selon l’invention utilisée dans l’étape f) de précipitation des sédiments.
Etape f) de précipitation des sédiments
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape de précipitation des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape e).
Selon l’invention, cette étape de précipitation peut être réalisée :
- soit par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de de l’étape e) en présence d’un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa,
- soit par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape e) avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant me durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa,
La fraction liquide lourde obtenue à l’issue de l’étape e) de séparation peut contenir des sédiments organiques qui résultent des conditions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage et des résidus de catalyseurs. 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 40 ou 50%, provoquent la formation de sédiments existants et de sédiments potentiels.
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.
Lorsque l’étape f) du procédé de l’invention est réalisée par la par mise en contact de la fraction liquide lourde issue de de l’étape e) en présence d’un agent oxydant, la mise en contact peut être réalisée en présence d’un gaz oxydant tel que l’oxygène, ou en présence d’un mélange contenant un gaz inerte et un gaz oxydant tel que l’air ou l’air appauvri par de l’azote. La mise en œuvre d’un gaz oxydant permet d’accélérer le processus de maturation. La mise en contact peut également être réalisée en présence d’un liquide oxydant seul ou en mélange avec un gaz oxydant. Par définition, un gaz ou un liquide oxydant tel qu’utilisé(s) dans l’invention contient des espèces susceptibles de gagner un ou plusieurs électrons. Un liquide oxydant contenant des espèces oxygénés peut par exemple être utilisés, notamment des acides, des oxydes, des peracides ou des peroxydes.
Lorsque l’étape f) du procédé de l’invention est réalisée par la mise en contact de la fraction liquide lourde issue de l’étape e) de séparation avec une coupe de distillât, au moins 20% poids de ladite coupe de distillât présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieire ou égale à 120°C, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150°C. Avantageusement, la coupe de distillât se caractérise en ce qu’elle comprend au moins 25% poids ayant une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieure ou égale à 120°C, de manière plus préférée supérieureou 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 des étapes c) et/ou e) 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 l’avantage de s’affranchir de l’utilisation majoritaire de coupes à fortes valeurs ajoutées telles que les coupes pétrochimiques, 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 comprend avantageusement des hydrocarbures ayant plus de 12 atomes de carbones, de préférence des hydrocarbures ayant plus de 13 atomes de carbones, de manière plus préférée des hydrocarbures ayant entre 13 et 40 atomes de carbones. 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 c), la fraction lourde issue de l’étape c), la fraction liquide lourde issue de l’étape e), ces fractions pouvant être prises seules ou en mélange.
Dans le cas où la coupe de distillât 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.
L’étape f) de précipitation selon l’invention 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 f) de précipitation selon l’invention, quelle que soit la variante mise en oeuvre, est mise en oeuvre 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°C, de préférence entre 65 et 300°C et de manière plus préférée entre 80 et 250°C, à une 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.
Lorsque l’étape f) met en oeuvre une coupe de distillât, 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 issue d’une étape du procédé, il est possible d’accumuler cette coupe pendant une période de démarrage de manière à atteindre le ratio désiré.
L’étape f) de précipitation peut être réalisée à l’aide de différents équipements. La mise en oeuvre peut être réalisée à l’aide d’un échangeur ou d’un four de chauffe suivi d’une ou plusieurs capacité(s) en série ou en parallèle telle(s) qu’un ballon horizontal ou vertical, éventuellement avec une fonction de décantation pour éliminer une partie des solides les plus lourds, et/ou un réacteur piston. Un mélangeur statique ou une cuve agitée et chauffée et éventuellement équipée d’une double enveloppe permettant une régulation de la température peut également être utilisée, et peut être munie d’un soutirage en fond pour éliminer une partie des solides les plus lourds.
A l’issue de l’étape f), on obtient une fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments existants, éventuellement mélangée au moins en partie avec la coupe de distillât ou l’agent oxydant utilisé lors de l’étape f). Ce mélange est envoyé dans l’étape g) de séparation physique des sédiments. Avant l’envoi dudit mélange dans l’étape g), il peut être avantageux de réaliser une étape de séparation intermédiaire pour séparer de la fraction hydrocarbonée au moins une partie de la coupe distillât ou de l’agent oxydant utilisé lors de l’étape f). On peut par exemple réaliser un stripage pour éliminer l’oxygène dissout.
Etape g) : Séparation physique des sédiments
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape f) de précipitation pour obtenir d’une part une fraction hydrocarbonée liquide, éventuellement en mélange avec la coupe de distillât ou avec l’agent oxydant et d’autre part une fraction de sédiments. Cette dernière fraction est enrichie en sédiments.
La fraction liquide lourde obtenue à l’issue de l’étape f) de précipitation contient des sédiments organiques de type asphaltènes précipités qui résultent des conditions d’hydrocraquage et des conditions de précipitation selon l’invention. Cette fraction liquide lourde peut aussi contenir des fines de catalyseurs issues de l'attrition de catalyseurs de type extrudés dans la mise en oeuvre de réacteur d’hydrocraquage.
Ainsi, au moins une partie de la fraction liquide lourde issue de l’étape f) de précipitation est soumise à une séparation physique des sédiments et des résidus de catalyseurs, au moyen d’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 g) de séparation physique des sédiments et résidus de catalyseurs. Une de ces techniques de séparation solide-liquide peut nécessiter l’utilisation périodique d’une fraction légère d’hydrocarbures 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 g) de séparation physique des sédiments, on obtient une fraction hydrocarbonée liquide (à teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids) pouvant comprendre éventuellement au moins une partie de la coupe de distillât ou de l’agent oxydant selon l’invention introduite lors de l’étape f).
Dans le cas où la fraction hydrocarbonée liquide comprend au moins une partie de la coupe de distillât selon l’invention introduite lors de l’étape f), ce mélange peut être introduit dans une étape ultérieure consistant à séparer de la coupe de distillât selon l’invention de la fraction hydrocarbonée liquide d’intérêt ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids.
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.
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.
- Etape de recyclage des sédiments
A l’issue de l’étape g) de séparation des sédiments, on obtient une fraction riche en sédiments. Il peut par exemple s’agir de sédiments mélangée à une fraction légère d’hydrocarbures de rinçage utilisée de manière cyclique pour nettoyer le moyen de séparation physique mis en œuvre à l’étape g).
Conformément à l’invention, au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée dans l’étape a) de désasphaltage, notamment pour entrer dans la composition de la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a).
Dans une variante, au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée vers l’étape de conditionnement en mélange avec la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) entrant dans la sous10 étape h).
Avantageusement, le pourcentage de la fraction de sédiments recyclée dans l’étape a) peut varier entre 1 et 100% (v/v), voire entre 1 et 50% (v/v), de la fraction de sédiments séparée à l’étape g).
Au moins une partie de la fraction riche en sédiments peut être introduite avec la charge dans la colonne d'extraction ou le mélangeur-décanteur de l’étape a) de désasphaltage, généralement en dessous d’une première zone de contacteurs liquide-liquide. De préférence, une partie de la fraction de sédiments, de préférence la totalité, est injectée plus bas de la charge, généralement en dessous d’une seconde zone de contacteurs liquide-liquide, la charge étant injectée au-dessus de cette seconde zone de contacteurs. Cette mise en œuvre permet de limiter le contact des sédiments recyclés avec la fraction huile désasphaltée qui est extraite en tête de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence au-dessus de la zone de contacteur(s) liquide-liquide située la plus haute.
Lorsqu’une partie de la fraction de sédiments est recyclée vers l’étape de conditionnement, il est avantageux que ladite fraction soit injectée dans la sousétape h) en mélange avec la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a).
Dans la suite du texte, l’utilisation du terme asphalte est entendu comme l’asphalte comprenant les sédiments provenant de l’étape g) de séparation physique de sédiments.
Etape de conditionnement de la fraction asphalte comprenant les sous-étapes
h) et i)
Conformément au procédé de l’invention, la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) est soumise à une étape de conditionnement comprenant les sous-étapes suivantes :
- une sous-étape h) pendant laquelle la fraction comprenant de l’asphalte est chauffée à une température comprise entre 120 et 340°C et supérieure au point de ramollissement de l’asphalte pour séparer l’asphalte du solvant,
- une sous-étape i) pendant laquelle l’asphalte séparé du solvant est refroidi à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte pour former de l’asphalte sous forme solide.
- Sous-étape h)
La sous-étape h) permet de récupérer le solvant ou le mélange de solvants issu de l’étape a) d’extraction, (en l’absence d’une étape de séparation dédiée ou incomplète). Cette sous-étape h) permet également de récupérer une fraction asphalte avec des sédiments exempte de solvant.
Selon un mode préféré, cette sous-étape h) de séparation est mise en œuvre pour des fractions asphalte ayant un point de ramollissement hors solvant et hors fluxant (mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427) supérieur à 120°C, préférentiellement supérieur à160°C, plus préférentiellement entre 160 et 250 Ό, plus préférentiellement entre 170 et 220 °C.
La sous-étape h) de séparation est conduite de préférence à une température comprise entre 120 et inférieure ou égale à la température de craquage des hydrocarbures estimée à340°C (température généralement admise dans les distillations sous vide et ne conduisant pas à un craquage excessif). La sousétape h) de séparation est également de préférence conduite à une température supérieure à la température d’ébullition du solvant, du mélange de solvants.
La sous-étape h) de séparation est de préférence conduite à une pression faible, comprise entre 0,1 et 2 MPa, de préférence entre 0,1 et 1 MPa.
La sous-étape h) peut être opérée par strippage. La sous-étape h) peut également être opérée sous vide ou alors sous le régime d’une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire sous vide. Lorsque l’élimination d’au moins une partie du solvant, du mélange de solvants est effectuée par strippage lors de la sous10 étape h), la pression est de préférence inférieure à la tension de vapeur du solvant, du mélange de solvants que l’on cherche à éliminer.
Cette sous-étape h) de séparation permettant de purifier et séparer l’asphalte et le solvant ou le mélange de solvants peut mettre en œuvre tous les équipements nécessaires (ballons séparateurs, colonnes de distillation ou de stripage, échangeurs de chaleur, fours, pompes, compresseurs, etc.). Le solvant ou le mélange de solvants et/ou le fluxant) peuvent donc être vaporisés, distillés ou strippés. De manière avantageuse, un gaz inerte peut être injecté pour faciliter le strippage.
Au cours de l’élimination du solvant ou du mélange de solvants, la fraction asphalte devient de plus en plus visqueuse. Il devient alors avantageux que la sous-étape h) puisse être réalisée dans une sous-unité ou une unité comprenant l’utilisation d’un équipement permettant de maintenir en mouvement ou de remuer ou de malaxer ou de pétrir mécaniquement la fraction comprenant l’asphalte tout le long de la sousétape h) et au fur et à mesure de l’élimination du solvant, du mélange de solvants, ceci afin d’éviter le bouchage des équipements.
Pour atteindre la température désirée, la fraction comprenant de l’asphalte peut être chauffée au début ou au cours de la sous-étape h), l’idéal étant de préférence que le ou les équipements permettant de maintenir en mouvement la fraction asphalte au cours de l’élimination du solvant, du mélange de solvants, soit équipé d’un système de chauffe. Ce ou ces équipements doivent également permettre par endroit l’évacuation du solvant, du mélange de solvants, par exemple à l’aide d’un ou plusieurs évents, de préférence situé(s) en partie haute du ou des équipements utilisés. Le solvant, le mélange de solvants ainsi récupérés peuvent être condensés et au moins en partie recyclés vers l’étape a) de désasphaltage.
Parmi les équipements utilisables, la sous-étape h) peut comprendre par exemple des équipements utilisés dans la fabrication des polymères, tels que les équipements de dévolatilisation, les malaxeurs, les réacteurs-extrudeuses, les extrudeuses, les extrudeuses-malaxeuses, les pétrisseurs, les réacteurs-pétrisseurs, les mélangeurs, les mélangeurs réacteurs, les mélangeurs-pétrisseurs. De manière préférée, la sous10 étape h) peut comprendre comme équipement principal un réacteur pétrisseur (kneader reactor selon la terminologie anglo-saxonne), de préférence équipé d’un système de chauffe.
L’équipement mis en oeuvre dans la sous-étape h) comporte avantageusement un dispositif mécanique, par exemple une pompe éventuellement complétée par un système de vannes, permettant d’évacuer l’asphalte vers la sous-étape i) de l’étape intégrée de conditionnement.
- Sous-étape i)
La fraction asphalte issue de la sous-étape h) est soumise à une sous-étape i) visant à obtenir l’asphalte sous forme solide, pour le rendre plus facilement transportable et valorisable.
Il est entendu que les sous-étapes h) et i) peuvent être mises en oeuvre simultanément dans le cas où les conditions opératoires conduisent à l’entrainement du solvant éventuellement à l’aide d’un gaz inerte de strippage, et lorsque lesdites conditions sont suffisantes pour provoquer le refroidissement simultané de l’asphalte.
Selon un mode préféré, la sous-étape i) est mise en oeuvre pour des fractions asphalte ayant un point de ramollissement hors solvant (mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36) supérieur à 120°C, préférentiellement supérieur à 160°C, plus préférentiellement entre 160 et 250 °C, plus préférentiellement entre 170 et 220°C.
La sous-étape i) est conduite à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte, de préférence inférieure d’au moins 25°C du point de ramollissement, de préférence inférieure d’au moins 50°C du point de ramollissement, de manière plus préférée inférieure d’au moins 100°C du point de ramollissement. Pour la plupart des asphaltes, ayant par exemple un point de ramollissement compris entre 120 et 250°C, plus l’écart entre la température de refroidissement et le point de ramollissement est élevé, plus la solidification de l’asphalte est facile. Dans les cas où le point de ramollissement de l’asphalte est très élevé, par exemple supérieur à 200°C, la températuie de la sous-étape i) peut être inférieure à 200°C, inférieure à 175°C, inférieureà 150°C, voire inférieure à 100°C.
La sous-étape i) est de préférence conduite à une pression faible, comprise entre 0,1 et 2 MPa, de préférence entre 0,1 et 1 MPa. La sous-étape i) peut également être opérée en dépression, de préférence en légère dépression, de manière à évacuer les poussières d’asphalte éventuelles vers un système de dépoussiérage. La sousétape i) peut également comporter une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire en dépression.
Au cours de la sous-étape i), la fraction asphalte se refroidit, devient plus visqueuse puis elle peut changer d’état et se trouver sous forme solide. Il devient alors particulièrement avantageux que la sous-étape i) puisse être réalisée dans une sousunité ou une unité comprenant l’utilisation d’un équipement permettant de maintenir en mouvement ou de remuer ou de malaxer ou de pétrir mécaniquement ou de broyer la fraction asphalte tout le long de la sous-étape i) et au fur et à mesure du refroidissement, ceci afin d’obtenir de l’asphalte sous forme solides divisés et d’éviter le bouchage des équipements.
Cette sous-étape de conditionnement peut mettre en oeuvre tous les équipements nécessaires (ballons, échangeurs de chaleur, fours, pompes, vannes, etc.). Parmi les équipements utilisables, la sous-étape i) peut comprendre par exemple des malaxeurs, des broyeurs, des réacteurs-extrudeuses, des extrudeuses, des extrudeuses-malaxeuses, des pétrisseurs, des réacteurs-pétrisseurs, des mélangeurs, des mélangeurs réacteurs, des mélangeurs-pétrisseurs.
De manière préférée, la sous-étape i) comprend comme un équipement principal un réacteur pétrisseur (‘kneader reactor’ selon la terminologie anglo-saxonne), de préférence équipé d’un système de refroidissement.
La sous-étape i) peut comporter un dispositif mécanique, par exemple un tube vibrant éventuellement complétée par des moyens d’évacuation de l’asphalte sous forme solides vers par exemple un dispositif de stockage.
L’équipement des sous-étapes h) et i) peut-être le même de manière à assurer une continuité entre les deux sous-unités correspondant audites étapes.
L’asphalte solide issu de la sous-étape i) peut être sous forme de morceaux d’asphalte (broyats, extrudés ou poudre) dont la plus grande dimension n’excède pas 10 cm, de préférence 5 cm, de manière plus préférée 1 cm. L’état de solides divisés de l’asphalte obtenu à l’issu de la sous-étape i) est un critère important qui permet à cette fraction asphalte d’être facilement transportable et valorisable contrairement aux asphaltes liquides qui nécessitent d’être constamment chauffés pour être transportés ou aux asphaltes fluxées qui nécessitent de grande quantité de fluxants.
L’asphalte solide issu du procédé selon l’invention peut par exemple être valorisé comme combustible pour la production de ciments, d’électricité ou de vapeur, ou encore être gazéifié pour produire un gaz de synthèse ou de l’hydrogène.
EXEMPLES
Les exemples suivants sont réalisés avec une charge A résidu sous vide d’origine
Arabian Heavy.
Tableau 1 : Caractéristiques de la charge A
| Densité 15/4 | 1,026 |
| Soufre (%m/m) | 4.9 |
| Carbone Conradson (%m/m) | 22 |
| Asphaltènes C7 (%m/m) (norme NF T60-115) | 12 |
| Ni+V (ppm) | 202 |
| Fraction 540 °C+ (%m/m) | 82 |
Exemple 1 (conforme à l’invention)
La charge A est soumise à une étape de désasphaltage dit sélectif (SDA sélectif) utilisant une combinaison de solvant apolaire/polaire dans les conditions subcritiques du mélange de solvants tel que mis en oeuvre dans le brevet FR 2 999 597B (étape a)).
Les conditions opératoires du SDA sélectif, les rendements et caractéristiques de l'huile désasphaltée (DAO) obtenue sont indiquées dans les tableaux 2 et 3. On utilise ici un mélange de solvant apolaire (heptane) et de solvant polaire (toluène) o dans un rapport 70/30 volume.
Tableau 2 : Conditions opératoires du SDA sélectif sur la charge A
| Ratio solvants apolaire/polaire (v/v) | 70/30 |
| Ratio solvants /charge (v/m) | 8/1 |
| Pression (MPa) | 3,8 |
| Température (°C) | 240 |
Tableau 3 : Rendements et caractéristiques de la PAO obtenue
| Rendement DAO (%m/m) | 95 |
| Densité 15/4 | 0,99 |
| Soufre (% m/m) | 3,7 |
| Carbone Conradson (%m/m) | 13 |
| Ni+V (ppm) | 75 |
| AC7 (%m/m) | 6,5 |
Une unité d'hydrotraitement (RDS) en lit fixe incluant deux réacteurs permutables est mise en oeuvre sur l'huile désasphaltée DAO issue du SDA sélectif, en présence d'hydrogène, dans les conditions opératoires de début de cycle indiquées dans le tableau 4 (étape b)).
Tableau 4 : Conditions opératoires de début de cycle de l’unité RDS
| Catalyseurs HDM (référence Axens) | NiMo sur Alumine (HF858) |
| Catalyseurs HDS (référence Axens) | NiMo sur Alumine (HT438) |
| Température (°C) | 377 |
| Pression (MPa) | 15 |
| WH (h’1) | 0,18 |
| H2/charge (Nm3 / m3 charge) | 1000 |
Cette étape d’hydrotraitement en lit fixe est ensuite suivie d’une étape de séparation (étape c)) permettant de récupérer au moins une fraction lourde, puis d’une étape d’hydrocraquage (étape d)) de la fraction lourde issue de la séparation réalisée dans un réacteur en lit bouillonnant et puis d’une étape de séparation (étape e)) permettant de récupérer au moins un gaz riche en hydrogène, des distillats atmosphériques, un distillât sous vide et un résidu sous vide.
Les conditions opératoires de l’étape d) en lit bouillonnant sont données dans le tableau 5.
Tableau 5 : Conditions opératoires de l’unité d’hydrocraquage lit bouillonnant
| Catalyseur (référence Axens) | NiMo sur Alumine (HOC458) |
| T lit bouillonnant (°C) | 415 |
| Pression, MPa | 15 |
| WH (h'1, Sm3/h charge fraîche/m3 de réacteurs en lit bouillonnant) | 0,4 |
| H2 / HC entrée section lit bouillonnant hors consommation H2 (Nm3 / m3 charge fraîche) | 500 |
Le rendement par rapport à la charge d’entrée du procédé (charge fraîche), la densité, teneurs en soufre, métaux, sédiments avant et après vieillissement et le CCR, de chaque fraction obtenue dans l’enchaînement global sont donnés dans le tableau 6.
o Tableau 6 : Rendements et propriétés en sortie de l’enchaînement global (% pds / charge fraîche)
| Produits | Rendement | Soufre | CCR | Ni+V | IP390 | IP375 | AC7 |
| (%m/m) | (%m/m) | (%m/m) | ppm | ||||
| Effluent liquide | 96.6 | 0.20 | 5.0 | 4.69 | 0.1 | 0.05 | 0.4 |
| NH3 | 0.4 | ||||||
| H2S | 2.8 | ||||||
| C1-C4 (gas) | 1.8 | ||||||
| Essence PI-180°C | 4.1 | ||||||
| Gazole 180-350°C | 18.1 | 0.005 | |||||
| VGO (350-520°C) | 40.9 | 0.15 | 0.3 | ||||
| VR (540°C+) | 33.5 | 0.4 | 14.7 | 14 | 1.3 |
A l’issue de l’étape de séparation traitant l’effluent d’hydrocraquage, une coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘VGO’ et du résidu sous vide ‘VR’ (tableau 6) est soumise à une étape de précipitation des sédiments dans les conditions présentées ci-dessous (tableau 7).
Tableau 7 : Conditions de précipitation
| Temps de contact (h) | 6 |
| Agent de précipitation | Air par bullage |
| Température | 200°C |
| Pression (MPa g) | 0,3 |
La coupe lourde récupérée à l’issue de l’étape de précipitation est ensuite filtrée sur un filtre métallique ayant une porosité de 5 microns. Par rapport à la coupe lourde de type résidu atmosphérique utilisée comme charge en amont de la précipitation, le rendement en coupe liquide à teneur réduite en sédiment et récupéré après la séparation des sédiments est de 99% en poids (soit un rendement en sédiments de 1% en poids).
La totalité de la fraction riche en sédiments récupérée est alors recyclée à l’étape de désasphaltage ce qui permet de récupérer en un seul flux de solides comprenant l’asphalte issu des asphaltènes de la charge et les sédiments précipités à partir de la coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘VGO’ et du résidu sous vide ‘VR’. Cela constitue une mise en oeuvre optimisée et économique.
Exemple 2 (non conforme à l’invention)
L’exemple 2 est identique à l’exemple 1 excepté le fait que les sédiments précipités 20 et séparés physiquement ne sont pas recyclés vers l’étape de désalphatage. Il y alors deux flux séparés, un flux solide comprenant l’asphalte issu des asphlatènes de la charge et un autre flux comprenant les sédiments précipités à partir la coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘VGO’ et du résidu sous vide ‘VFT. Cette mise en œuvre nécessite davantage de coûts d’installation et opérationnels et ne facilite pas la valorisation de ces deux flux de solides. Cette mise ne donne de plus pas la possibilité d’ajuster les propriétés de l’asphalte par ajout des sédiments.
Claims (11)
- REVENDICATIONS1. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée 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, ledit procédé comprenant les étapes suivantes :a) une étape de désasphaltage de la charge hydrocarbonée au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants permettant d’obtenir d’une part une fraction comprenant de l’asphalte et du solvant, et d’autre part une fraction comprenant de l’huile désasphaltée et du solvant,b) une étape d’hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle au moins une partie de la fraction comprenant de l’huile désasphaltée issue de l’étape a),éventuellement séparée du solvant, en présence d’hydrogène sont mis en contact en présence d’un catalyseur d’hydrotraitement,c) une étape optionnelle de séparation de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement en une fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C,d) une étape d’hydrocraquage d’au moins une partie de l’effluent issu de l’étape b) ou d’au moins une partie de la fraction lourde issue de l’étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydrocraquage,e) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d) en une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde,f) une étape de précipitation des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape e)- par mise en contact de ladite fraction liquide lourde en présence d’un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa,- ou par mise en contact de ladite fraction liquide lourde avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa,g) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape f) de précipitation pour obtenir d’une part une fraction hydrocarbonée liquide, éventuellement en mélange avec la coupe de distillât ou avec l’agent oxydant et d’autre part une fraction de sédiments, caractérisé en ce que- au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée dans l’étape a) de désasphaltage,- la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) est soumise à une étape de conditionnement comprenant les sous-étapes suivantes :- une sous-étape h) pendant laquelle la fraction comprenant de l’asphalte est chauffée à une température comprise entre 120 et 340°C et supérieure au point de ramollissement de l’asphalte pour séparer l’asphalte du solvant,- une sous-étape i) pendant laquelle l’asphalte séparé du solvant est refroidi à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte pour former de l’asphalte sous forme solide.
- 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée vers l’étape de conditionnement en mélange avec la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) entrant dans la sous-étape h).
- 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2 dans lequel la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, 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.
- 4. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel l'étape a) de désasphaltage est mise en œuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant ou mélange de solvants.
- 5. Procédé selon la revendication 4 dans lequel l'étape a) est mise en œuvre à une température de désasphaltage comprise entre 50 et 350°C et une pression comprise entre 0,1 et 6 MPa.
- 6. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel l’asphalte présente un point de ramollissement hors solvant mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427 supérieur à 120°C.
- 7. Procédé selon la revendication 6 dans lequel l’asphalte présente un point de ramollissement hors solvant mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427 supérieur à 160°C.
- 8. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel les sousétapes h) et i) sont conduites dans au moins deux sous-unités ou dans une seule unité équipée(s) d’au moins un moyen apte à maintenir en mouvement ou de remuer ou de broyer de manière continue la fraction asphalte, d’au moins un moyen de chauffage et de refroidissement et d’au moins de moyens aptes à évacuer le solvant, le mélange de solvants et/ou le fluxant du procédé.
- 9. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel la sousétape h) de séparation est conduite à une température supérieure à la température d’ébullition du solvant, du mélange de solvants et à une pression comprise entre 0,1 et 2 MPa ou sous vide, ou alors sous le régime d’une5 opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire sous vide.
- 10. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel la sousétape h) est mise en œuvre par un dispositif mécanique apte à évacuer l’asphalte vers la sous-étape i) de l’étape de conditionnement.
- 11. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel la sous-étape i) 10 est conduite à une température inférieure d’au moins 25°C du point de ramollissement, et à une pression comprise entre 0,1 et 2 MPa ou en dépression ou alors sous le régime d’une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire en dépression.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1752649A FR3064642B1 (fr) | 2017-03-29 | 2017-03-29 | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee comprenant une etape de desasphaltage, une etape de conditionnement de l'asphalte et une etape de recyclage des sediments issus de la dao |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1752649 | 2017-03-29 | ||
| FR1752649A FR3064642B1 (fr) | 2017-03-29 | 2017-03-29 | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee comprenant une etape de desasphaltage, une etape de conditionnement de l'asphalte et une etape de recyclage des sediments issus de la dao |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3064642A1 true FR3064642A1 (fr) | 2018-10-05 |
| FR3064642B1 FR3064642B1 (fr) | 2019-05-24 |
Family
ID=59325393
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR1752649A Active FR3064642B1 (fr) | 2017-03-29 | 2017-03-29 | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee comprenant une etape de desasphaltage, une etape de conditionnement de l'asphalte et une etape de recyclage des sediments issus de la dao |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR3064642B1 (fr) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114644942A (zh) * | 2020-12-21 | 2022-06-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产船用燃料油的方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR1288434A (fr) * | 1961-04-25 | 1962-03-24 | Gulf Research Development Co | Procédé pour le désasphaltage de fractions résiduelles des pétroles |
| FR1408708A (fr) * | 1962-09-27 | 1965-08-20 | Exxon Research Engineering Co | Procédé de raffinage d'huiles lubrifiantes |
| FR3036705A1 (fr) * | 2015-06-01 | 2016-12-02 | Ifp Energies Now | Procede de conversion de charges comprenant une etape d'hydrotraitement, une etape d'hydrocraquage, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls |
-
2017
- 2017-03-29 FR FR1752649A patent/FR3064642B1/fr active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR1288434A (fr) * | 1961-04-25 | 1962-03-24 | Gulf Research Development Co | Procédé pour le désasphaltage de fractions résiduelles des pétroles |
| FR1408708A (fr) * | 1962-09-27 | 1965-08-20 | Exxon Research Engineering Co | Procédé de raffinage d'huiles lubrifiantes |
| FR3036705A1 (fr) * | 2015-06-01 | 2016-12-02 | Ifp Energies Now | Procede de conversion de charges comprenant une etape d'hydrotraitement, une etape d'hydrocraquage, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114644942A (zh) * | 2020-12-21 | 2022-06-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产船用燃料油的方法 |
| CN114644942B (zh) * | 2020-12-21 | 2023-05-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产船用燃料油的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR3064642B1 (fr) | 2019-05-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3303523B1 (fr) | Procede de conversion de charges comprenant une etape d'hydrotraitement, une etape d'hydrocraquage, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls | |
| EP3077483B1 (fr) | Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en cascade avec recyclage d'une coupe desasphaltee | |
| EP3026097B1 (fr) | Procede de production de combustibles de type fuel lourd a partir d'une charge hydrocarbonee lourde utilisant une separation entre l'etape d'hydrotraitement et l'etape d'hydrocraquage | |
| EP3018188B1 (fr) | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydrotraitement en lit fixe, une etape d'hydrocraquage en lit bouillonnant, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments | |
| CA2854429C (fr) | Procede d'hydroconversion de charges petrolieres en lits fixes pour la production de fiouls a basse teneur en soufre | |
| EP3018187B1 (fr) | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydrocraquage en lit bouillonnant, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments | |
| FR3075808A1 (fr) | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde | |
| EP3303522B1 (fr) | Procede de conversion de charges comprenant une etape d'hydrocraquage, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls | |
| WO2015091033A1 (fr) | Nouveau procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre et en sediments | |
| WO2013057389A1 (fr) | Procédé de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion en lit bouillonnant et une etape d'hydrotraitement en lit fixe pour la production de fiouls a basse teneur en soufre | |
| CA3021600A1 (fr) | Procede de conversion comprenant des lits de garde permutables d'hydrodemetallation, une etape d'hydrotraitement en lit fixe et une etape d'hydrocraquage en reacteurs permutables | |
| WO2014096704A1 (fr) | Procédé avec separation de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre | |
| WO2014096703A1 (fr) | Procédé integré de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre | |
| FR3027909A1 (fr) | Procede integre de production de combustibles de type fuel lourd a partir d'une charge hydrocarbonee lourde sans separation intermediaire entre l'etape d'hydrotraitement et l'etape d'hydrocraquage | |
| WO2014096591A1 (fr) | Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif avec recycle de l'huile desasphaltee | |
| EP3478797B1 (fr) | Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée comprenant une étape de desasphaltage et une étape de conditionnement de l'asphalteé | |
| FR3064642A1 (fr) | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee comprenant une etape de desasphaltage, une etape de conditionnement de l'asphalte et une etape de recyclage des sediments issus de la dao | |
| FR3084371A1 (fr) | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, un desasphaltage et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte | |
| FR3084372A1 (fr) | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, deux desasphaltages et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte | |
| WO2016192893A1 (fr) | Procédé de conversion de charges comprenant une étape de viscoréduction, une étape de précipitation et une étape de séparation des sédiments pour la production de fiouls |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 2 |
|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20181005 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 5 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 6 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 7 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 8 |