FR3067037A1

FR3067037A1 - CONVERSION PROCESS COMPRISING FIXED BED HYDROTREATMENT, VACUUM DISTILLATE SEPARATION, VACUUM DISTILLATE HYDROCRACKING STEP

Info

Publication number: FR3067037A1
Application number: FR1754900A
Authority: FR
Inventors: Wilfried Weiss; Pascal CHATRON-MICHAUD; Jerome Majcher
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2017-06-02
Filing date: 2017-06-02
Publication date: 2018-12-07

Abstract

L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée permettant d'obtenir une fraction hydrocarbonée lourde à teneur réduite en soufre et une fraction de type distillat sous vide à basse teneur en soufre, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape d'hydrodémétallation, b) une étape d'hydrotraitement, c) une première étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement, d) une étape d'hydrocraquage sur une partie de l'effluent hydrotraité, e) une seconde étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) d'hydrocraquage, le dit procédé comportant un recyclage d'hydrogène vers les étapes a), b) ou d).The invention relates to a process for the treatment of a hydrocarbon feedstock for obtaining a reduced sulfur heavy hydrocarbon fraction and a low sulfur vacuum distillate fraction, said process comprising the steps of: a) a hydrodemetallization step, b) a hydrotreatment step, c) a first step of separation of the effluent from step b) hydrotreating, d) a hydrocracking step on a portion of the hydrotreated effluent e) a second step of separating the effluent from step d) hydrocracking, said process comprising a recycling of hydrogen to steps a), b) or d).

Description

La présente invention concerne le raffinage des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées.The present invention relates to the refining of heavy fractions of hydrocarbons containing inter alia sulfur impurities.

Elle concerne plus particulièrement un procédé de raffinage de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de fractions utilisables comme bases de combustibles, notamment comme bases de combustibles marins.It relates more particularly to a process for refining heavy petroleum charges of the atmospheric residue and / or vacuum residue type for the production of fractions which can be used as fuel bases, in particular as marine fuel bases.

Le procédé selon l'invention permet également de produire des distillats atmosphériques (naphta, kérosène et diesel), des distillats sous vide et des gaz légers (C1 à C4).The process according to the invention also makes it possible to produce atmospheric distillates (naphtha, kerosene and diesel), distillates under vacuum and light gases (C1 to C4).

Les exigences de qualité des combustibles marins sont décrites dans la norme ISO 8217. La spécification concernant le soufre s'attache désormais aux émissions de SO_X (Annexe VI de la convention MARPOL de l’Organisation Maritime Internationale). Elle 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, et inférieure ou égale à 0,1% poids dans les ZCES. Selon l’Annexe VI de la convention MARPOL, un navire pourra donc utiliser un fioul soufré (ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 3,5% poids) dès lors que le navire est équipé d’un système de traitement des fumées permettant de réduire des émissions d’oxydes de soufre. Toutefois, il peut être difficile de produire un fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 3,5% poids à partir de certains résidus très soufrés, ces derniers nécessitant alors un hydrotraitement partiel pour réduire légèrement la teneur en soufre. En l’absence de traitement de fumées sur le navire, il est donc nécessaire d’utiliser des combustibles à basse teneur en soufre constitués à partir de bases à basse teneur en soufre, généralement issues au moins en partie de procédé faisant de l’hydrotraitement.The quality requirements for marine fuels are described in the ISO 8217 standard. The sulfur specification now relates to SO _X emissions (Annex VI of the MARPOL convention of the International Maritime Organization). It results in a recommendation for sulfur content less than or equal to 0.5% by weight outside of the Sulfur Emission Control Zones (ZCES) by 2020, and less than or equal at 0.1% by weight in the ZCES. According to Annex VI of the MARPOL convention, a ship may therefore use sulfur fuel oil (with a sulfur content less than or equal to 3.5% by weight) as soon as the ship is equipped with a smoke treatment system allowing reduce emissions of sulfur oxides. However, it can be difficult to produce a fuel oil having a sulfur content less than or equal to 3.5% by weight from certain very sulfur-containing residues, the latter then requiring partial hydrotreatment to slightly reduce the sulfur content. In the absence of smoke treatment on the ship, it is therefore necessary to use low sulfur fuels made from low sulfur bases, generally at least partly from the hydrotreating process. .

L’ISO8217 décrit également d’autres spécifications qui varient en fonction du grade de combustible et en fonction du type de combustibles, la norme distinguant deux familles : les distillais pour la marine (les moins visqueux), et les combustibles résiduels pour la marine.ISO8217 also describes other specifications which vary according to the fuel grade and the type of fuel, the standard distinguishing two families: distillates for the navy (the least viscous), and residual fuels for the navy.

Les combustibles utilisés dans le transport maritime peuvent comprendre généralement des distillais atmosphériques, des distillats sous vide, des résidus atmosphériques et des résidus sous vide issus de distillation directe ou issus de procédé de raffinage, notamment des procédés d’hydrotraitement et de conversion, ces coupes pouvant être utilisées seules ou en mélange en proportions variables de manière à respecter les spécifications de la norme ISO8217.Fuels used in maritime transport can generally include atmospheric distillates, vacuum distillates, atmospheric residues and vacuum residues from direct distillation or from refining process, in particular hydrotreatment and conversion processes, these cuts can be used alone or as a mixture in variable proportions so as to comply with the specifications of standard ISO8217.

Pour les combustibles de type résiduels, la caractéristique reflétant la qualité de la combustion est mesurée par le CCAI (abréviation de la terminologie anglo-saxonne Calculated Carbon Aromaticity Index). La corrélation entre le caractère aromatique d'un combustible et le retard à l'allumage est connue de l'homme du métier.For residual type fuels, the characteristic reflecting the quality of combustion is measured by the CCAI (abbreviation for English terminology Calculated Carbon Aromaticity Index). The correlation between the aromatic nature of a fuel and the ignition delay is known to the skilled person.

La formule permettant de calculer le CCAI est décrite dans la dernière révision de la norme ISO8217. Cette formule fait notamment intervenir la densité et la viscosité du combustible. Pour les grades de combustibles de type « RMG >> (tel le grade RMG 380) pour la marine, l'ISO8217 préconise un CCAI maximal de 870.The formula for calculating the CCAI is described in the latest revision of ISO8217. This formula notably involves the density and viscosity of the fuel. For “RMG” type fuel grades (such as RMG 380) for the navy, ISO8217 recommends a maximum CCAI of 870.

La production de résidus partiellement hydrotraités, ayant une teneur réduite en soufre et/ou en métaux peut également être nécessaire pour alimenter des unités de cokéfaction destinées à produire des cokes particuliers, notamment des cokes destinés à la production d’anodes. Par exemple, le résidu peut être partiellement hydrotraité de manière à avoir une teneur en soufre inférieure ou égale à 3% poids ou encore une teneur en métaux inférieure ou égale à 250 ppm poids.The production of partially hydrotreated residues having a reduced sulfur and / or metal content may also be necessary to feed coking units intended to produce particular cokes, in particular cokes intended for the production of anodes. For example, the residue can be partially hydrotreated so as to have a sulfur content less than or equal to 3% by weight or else a metal content less than or equal to 250 ppm by weight.

Description sommaire des figuresBrief description of the figures

La figure 1 représente le schéma du procédé selon l’invention avec appoint d’hydrogène uniquement à l’étape d) et recyclage de l’hydrogène séparé aux étapesFIG. 1 represents the diagram of the process according to the invention with the addition of hydrogen only in step d) and recycling of the separated hydrogen in the steps

c) et e) vers les étapes a) et b), et éventuellement d).c) and e) towards steps a) and b), and possibly d).

La figure 2 représente le schéma du procédé selon l’invention avec appoint d’hydrogène uniquement à l’étape a) et/ou l’étape b), et recyclage de l’hydrogène séparé aux étapes c) et e) vers les étapes b) et d).FIG. 2 represents the diagram of the process according to the invention with the addition of hydrogen only in step a) and / or step b), and recycling of the hydrogen separated in steps c) and e) to the steps b) and d).

Description sommaire de l’inventionBrief description of the invention

Dans le contexte précédemment décrit, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé intégrant une première étape de séparation de l’effluent issu d’une étape d’hydrotraitement de résidus de manière à réaliser un hydrotraitement partiel de la ou des fraction(s) résiduelle(s) de type résidu sous vide ou résidu atmosphérique, tandis que l’autre partie de l’effluent issu de la première étape d’hydrotraitement, c’est-àdire la partie contenant au moins en partie, et de préférence en totalité, le distillât sous vide, est envoyée vers une étape d’hydrocraquage permettant d’obtenir des distillais atmosphériques et une fraction distillât sous vide non convertie à teneur réduite en soufre.In the context previously described, the applicant has developed a new process integrating a first step of separation of the effluent from a step of hydrotreating of residues so as to carry out a partial hydrotreatment of the fraction (s) residual (s) of the vacuum residue or atmospheric residue type, while the other part of the effluent from the first hydrotreatment step, that is to say the part containing at least partly, and preferably entirely , the vacuum distillate, is sent to a hydrocracking step making it possible to obtain atmospheric distillates and an unconverted vacuum distillate fraction with reduced sulfur content.

Plus précisément la présente invention peut se définir comme un procédé de raffinage d’une charge hydrocarbonée lourde en fuels de différentes teneurs en S et en distillais, ladite charge contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une teneur en métaux d’au moins 10 ppm, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, le procédé comprenant les étapes suivantes :More precisely, the present invention can be defined as a process for refining a heavy hydrocarbon feedstock into fuels of different S contents and distillates, said feedstock containing at least one fraction of hydrocarbons having a sulfur content of at least 0 , 1% by weight, a metal content of at least 10 ppm, an initial boiling temperature of at least 340 ° C, and a final boiling temperature of at least 600 ° C, the process comprising the steps following:

a) une étape d’hydrodémétallation en réacteurs permutables dans laquelle la charge hydrocarbonée est mise en contact avec de l’hydrogène sur un catalyseur d’hydrodémétallation,a) a hydrodemetallization step in permutable reactors in which the hydrocarbon feedstock is brought into contact with hydrogen on a hydrodemetallization catalyst,

b) une étape d’hydrotraitement en lit fixe de l’effluent issu de l’étape a) d’hydrodémétallation en présence d’hydrogène, et avec au moins un catalyseur d’hydrodémétallation,b) a hydrotreatment step in a fixed bed of the effluent from step a) of hydrodemetallization in the presence of hydrogen, and with at least one hydrodemetallization catalyst,

c) une première étape de séparation de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement comprenant une séparation gaz-liquide suivie d’un fractionnement atmosphérique permettant l’obtention d’au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ledit fractionnement atmosphérique étant suivi d’un fractionnement sous vide permettant l’obtention d’une coupe de type distillât sous vide et d’une coupe de type résidu sous vide correspondant à une première base de fuel (fuell ) de teneur en soufre inférieure à 3,5%, et générant une première fraction d’un gaz contenant de l’hydrogène qui est recyclée aux étapes a) ou b) ou d), le ou devant être compris de manière inclusive, c’est-à-dire qu’on peut recycler l’hydrogène à la fois aux étapes a), b) et d).c) a first step of separation of the effluent from step b) of hydrotreatment comprising a gas-liquid separation followed by an atmospheric fractionation making it possible to obtain at least one section of atmospheric residue type, said fractionation atmospheric being followed by vacuum fractionation allowing a vacuum distillate type cut and a vacuum residue type cut corresponding to a first fuel base (sulfur) with a sulfur content of less than 3 to be obtained, 5%, and generating a first fraction of a gas containing hydrogen which is recycled in steps a) or b) or d), the or to be understood in an inclusive manner, that is to say that can recycle hydrogen in both steps a), b) and d).

d) une étape d’hydrocraquage d’au moins une partie, et de préférence la totalité, de la coupe de type distillât sous vide issue de l’étape c), ayant besoin d’un appoint d’hydrogène, cet hydrogène étant par exemple issu d’une unité de reformage catalytique des essences, d’une unité de reformage à la vapeur (SMR) ou d’une purification par variation de pression (PSA).d) a hydrocracking step of at least part, and preferably all, of the vacuum distillate type cut resulting from step c), needing an addition of hydrogen, this hydrogen being by example from a catalytic gasoline reforming unit, a steam reforming unit (SMR) or a purification by pressure variation (PSA).

e) une seconde étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d) d’hydrocraquage permettant d’obtenir une fraction distillât sous vide correspondant à une seconde base de fuel (fuel2) de teneur en soufre inférieure à 0,1% ou à 0,5%, et générant une seconde fraction composée à la fois d’un gaz contenant de l’hydrogène, qui est recyclée aux étapes a) et/ou b) et/ou d) et de coupes de types naphta, kérosène, et Gasoil.e) a second step for separating the effluent from step d) for hydrocracking, making it possible to obtain a vacuum distillate fraction corresponding to a second fuel base (fuel2) with a sulfur content of less than 0.1% or at 0.5%, and generating a second fraction composed both of a gas containing hydrogen, which is recycled in steps a) and / or b) and / or d) and of naphtha-type cuts, kerosene, and Diesel.

Dans une variante du procédé selon l’invention, l’appoint en hydrogène pour l’ensemble du procédé est uniquement réalisé au niveau de l’étape d) d’hydrocraquage, les étapes a) d’hydrodémétallation et/ou b) d’hydrotraitement étant uniquement alimentées en hydrogène par de l’hydrogène recyclé à partir des étapes c) et e) de séparation.In a variant of the process according to the invention, the addition of hydrogen for the entire process is only carried out at the stage d) of hydrocracking, the stages a) of hydrodemetallization and / or b) of hydrotreating being only supplied with hydrogen by hydrogen recycled from steps c) and e) of separation.

Dans une autre variante du procédé selon l’invention, l’appoint en hydrogène pour l’ensemble du procédé est réalisé au niveau de l’étape a) d’hydrodémétallation et/ou au niveau de l’étape b) d’hydrotraitement, l’étape d) d’hydrocraquage étant uniquement alimentée en hydrogène par de l’hydrogène recyclé à partir des étapesIn another variant of the process according to the invention, the addition of hydrogen for the entire process is carried out in step a) of hydrodemetallization and / or in step b) of hydrotreatment, step d) of hydrocracking being only supplied with hydrogen by hydrogen recycled from the steps

c) et e) de séparation.c) and e) separation.

Le procédé selon l’invention présente une grande flexibilité en terme de production de fuel à teneur en soufre inférieure à 3,5% et inférieure à 0,5% ou 0,1% en masse tout en permettant une production de distillats atmosphériques. La production de fuel à teneur en soufre inférieure à 3,5% et de fuel à teneur en soufre inférieure à 0,5 ou à 0,1% d’une part, et de distillats atmosphériques d’autre part, peut s’obtenir simultanément en jouant sur les conditions opératoires des étapes a), b), et d), principalement la température des étapes b) et d), en jouant également sur la configuration de l’étape c) de séparation, par exemple en ne soumettant qu’une partie du résidu atmosphérique à la distillation sous vide, et ceci à tout moment pendant la durée d’un cycle catalytique.The process according to the invention has great flexibility in terms of the production of fuel oil with a sulfur content of less than 3.5% and less than 0.5% or 0.1% by mass while allowing the production of atmospheric distillates. The production of fuel oil with sulfur content less than 3.5% and fuel oil with sulfur content less than 0.5 or 0.1% on the one hand, and atmospheric distillates on the other hand, can be obtained simultaneously by playing on the operating conditions of steps a), b), and d), mainly the temperature of steps b) and d), also by playing on the configuration of step c) of separation, for example by not subjecting that part of the atmospheric residue in vacuum distillation, and this at any time during the duration of a catalytic cycle.

L’injection de co charge de type résidu atmosphérique ou résidu sous vide en amont de l’étape a) d’hydrodémétallation et/ou b) d’hydrotraitement, ou encore l’injection de co charge de type distillât sous vide en amont de l’étape d) d’hydrocraquage, permet également une flexibilité accrue du procédé.The injection of co-charge of the atmospheric residue or vacuum residue type upstream of step a) of hydrodemetallization and / or b) of hydrotreatment, or also the injection of co-charge of the distillate type under vacuum upstream of step d) of hydrocracking, also allows increased flexibility of the process.

Description détaillée de l’inventionDetailed description of the invention

L’hydrotraitement des résidus et des distillais sous vide est généralement réalisé en amont des unités de craquage catalytique de manière à améliorer les propriétés des produits de craquage, et aussi de manière à réduire la consommation de catalyseurs de craquage. L’hydrotraitement de résidus sous-entend généralement différentes purifications, notamment l’hydrodémétallation et l’hydrodésulfuration. L’hydrotraitement des résidus peut également être utilisé pour l’obtention de base de fioul à basse teneur en soufre (inférieure à 1% ou 0,5% par exemple). Généralement, le taux de désulfuration des résidus nécessaire aux applications précédentes est élevé et supérieur à 80%. L’hydrotraitement des résidus est également un moyen permettant de produire des bases à teneur réduite en soufre pouvant être utilisées dans un pool combustible (généralement en mélange avec d’autres bases), ou comme charges d’unités de cokéfaction permettant de produire des cokes de qualité supérieure. L’hydrotraitement de résidus s’accompagne d’une conversion partielle de la fraction résidu sous vide en distillais sous vide et en distillais atmosphériques.Hydrotreating of residues and distillates under vacuum is generally carried out upstream of the catalytic cracking units so as to improve the properties of the cracking products, and also so as to reduce the consumption of cracking catalysts. Hydrotreating of residues generally implies different purifications, notably hydrodemetallization and hydrodesulfurization. Hydrotreating of residues can also be used to obtain fuel oil with a low sulfur content (less than 1% or 0.5% for example). Generally, the degree of desulphurization of the residues necessary for the preceding applications is high and greater than 80%. Hydrotreating of residues is also a means of producing bases with reduced sulfur content which can be used in a fuel pool (generally in mixture with other bases), or as charges of coking units making it possible to produce cokes of superior quality. The hydrotreatment of residues is accompanied by a partial conversion of the residue fraction under vacuum into vacuum distillates and atmospheric distillates.

L’hydrocraquage des distillais sous vide est une alternative au craquage catalytique de distillats sous vide permettant d’obtenir des produits généralement de meilleure qualité avec une sélectivité différente de celle du craquage catalytique. L’hydrocraquage des distillats sous vide peut être doux (« mild hydrocraking >> selon la terminologie anglo-saxonne), c’est-à-dire qu’il ne réalise qu’une conversion partielle du distillât sous vide, généralement comprise entre 30 et 50%, ou bien l’hydrocraquage est dit haute pression ou haute conversion, c’est-à-dire qu’il permet une conversion élevée du distillât sous vide, généralement supérieure à 80%.Hydrocracking of vacuum distillates is an alternative to catalytic cracking of vacuum distillates, making it possible to obtain generally better quality products with a selectivity different from that of catalytic cracking. The hydrocracking of vacuum distillates can be mild ("mild hydrocraking" according to English terminology), that is to say it only performs a partial conversion of the distillate under vacuum, generally between 30 and 50%, or else hydrocracking is said to be high pressure or high conversion, that is to say it allows a high conversion of the distillate under vacuum, generally greater than 80%.

Les procédés d’hydrocraquage comprennent une section catalytique d’hydrotraitement de manière à limiter la désactivation de la section catalytique d’hydrocraquage. Cette section d’hydrotraitement vise notamment à réduire significativement la teneur en azote de charge, l’azote étant un inhibiteur de la fonction acide des catalyseurs bifonctionnels de la section catalytique d’hydrocraquage. Au cours des sections catalytiques d’hydrotraitement et d’hydrocraquage, la teneur en soufre des différentes coupes est fortement réduite. La fraction distillât sous vide non convertie issue d’un procédé d’hydrocraquage constitue une base à basse teneur en soufre pouvant être utilisée dans un pool combustible (éventuellement en mélange avec d’autres bases). Cette base de type distillât sous vide hydrotraitée peut constituer, seule ou en mélange, un combustible marin ayant une teneur en soufre inférieure à 0,5 ou 0,1%. Les distillats atmosphériques obtenue par conversion du distillât sous vide peuvent être incorporés dans des pools carburants (essence, jet, diesel) ou être envoyés vers un autre procédé de raffinage ou de pétrochimie.The hydrocracking processes include a hydrotreating catalytic section so as to limit the deactivation of the hydrocracking catalytic section. This hydrotreating section aims in particular to significantly reduce the nitrogen content of the feed, nitrogen being an inhibitor of the acid function of the bifunctional catalysts of the catalytic hydrocracking section. During the hydrotreating and hydrocracking catalytic sections, the sulfur content of the various cuts is greatly reduced. The unconverted vacuum distillate fraction from a hydrocracking process constitutes a low sulfur base that can be used in a fuel pool (possibly mixed with other bases). This hydrotreated vacuum distillate-type base can constitute, alone or as a mixture, a marine fuel having a sulfur content of less than 0.5 or 0.1%. The atmospheric distillates obtained by converting the distillate under vacuum can be incorporated into fuel pools (petrol, jet, diesel) or be sent to another refining or petrochemical process.

De manière surprenante, il est apparu avantageux de réaliser dans un procédé intégré le traitement d’une charge de type résidu atmosphérique ou résidu sous vide dans une étape d’hydrotraitement de résidu, suivi d’une première étape de séparation, puis de réaliser une étape d’hydrocraquage de distillât sous vide sur une fraction contenant des distillats sous vide issus de ladite première étape de séparation. De cette manière, les distillats sous vide issus de la première étape de séparation, pouvant être présents initialement dans la charge de la première étape d’hydrotraitement de résidu, (ou pouvant être obtenus par conversion partielle de la charge de l’étape d’hydrotraitement de résidu), sont partiellement hydrotraités avec la fraction résidu sous vide de la charge, ce qui réduit les besoins en purification dans l’étape d’hydrocraquage de distillât sous vide.Surprisingly, it appeared advantageous to carry out in an integrated process the treatment of a charge of the atmospheric residue or vacuum residue type in a residue hydrotreatment step, followed by a first separation step, then to carry out a hydrocracking step of vacuum distillate on a fraction containing vacuum distillates from said first separation step. In this way, the vacuum distillates from the first separation step, which can be present initially in the feed of the first residue hydrotreatment step, (or can be obtained by partial conversion of the feed from the step of residue hydrotreatment), are partially hydrotreated with the vacuum residue fraction of the feed, which reduces the purification requirements in the hydrocracking stage of vacuum distillate.

L’étape d’hydrotraitement permet également une purification partielle de la fraction résidu sous vide adaptée selon l’objectif qui peut être l’obtention d’une base à teneur réduite en soufre (pour être incorporée dans un pool fioul soufré ayant une teneur en soufre inférieure à 3,5%, ou être utilisée comme charge ayant une teneur en soufre inférieure à 3%, dans une unité de cokéfaction produisant du coke pour anodes).The hydrotreatment stage also allows a partial purification of the vacuum residue fraction adapted according to the objective which can be the obtaining of a base with reduced sulfur content (to be incorporated in a sulfur fuel oil pool having a content of sulfur less than 3.5%, or be used as a filler having a sulfur content less than 3%, in a coking unit producing coke for anodes).

De préférence, le taux de désulfuration de la fraction résidu sous vide (c’est-à-dire les composés bouillant au-delà de 520°C) de la chage est inférieure à 50%, de manière préférée inférieure à 45%. La première étape de séparation permet d’ajuster la quantité et la qualité de la fraction allant à la seconde étape d’hydrotraitement de distillât sous vide, et la quantité et la qualité de la fraction n’allant pas à la seconde étape d’hydrotraitement de distillât sous vide.Preferably, the degree of desulphurization of the fraction residue under vacuum (that is to say the compounds boiling above 520 ° C.) of the chage is less than 50%, preferably less than 45%. The first separation stage makes it possible to adjust the quantity and the quality of the fraction going to the second hydrotreatment stage of the distillate under vacuum, and the quantity and the quality of the fraction not going to the second hydrotreatment stage of vacuum distillate.

La présente invention décrit également la mise en commun de la distribution d’hydrogène dans les étapes d’hydrotraitement de résidu et d’hydrocraquage de distillât sous vide, de manière à maximiser la pureté d’hydrogène là où c’est le plus nécessaire tout en réduisant les CAPEX et OPEX.The present invention also describes the pooling of hydrogen distribution in the residue hydrotreatment and hydrocracking stages of vacuum distillate, so as to maximize the purity of hydrogen where it is most necessary. by reducing CAPEX and OPEX.

L’invention sera mieux comprise à la lecture de la description des deux figures représentant le schéma selon l’invention.The invention will be better understood on reading the description of the two figures representing the diagram according to the invention.

Description de la figure 1Description of Figure 1

La figure 1 décrit le schéma de mise en oeuvre de l’invention dans sa variante préférée.FIG. 1 describes the implementation diagram of the invention in its preferred variant.

La charge 1 est envoyée avec de l’hydrogène 2 dans une étape a) d’hydrodémétallation. L’effluent de l’étape a) d’hydrodémétallation alimente une étape b) d’hydrotraitement via la ligne 4 en mélange avec de l’hydrogène 5. Au moins une partie de la charge 1 ou éventuellement la totalité, peut être directement envoyée via la ligne 3, en mélange avec de l’hydrogène 5) à l’étape b) d’hydrotraitement. L’effluent (7) de l’étape b) d’hydrotraitement est envoyé vers une étape c) de première séparation permettant d’obtenir au moins un gaz contenant de l’hydrogène (8), une fraction distillât sous vide (10), et une fraction résidu sous vide (9) qui peut être recyclée de manière optionnelle à l’étape b) d’hydrotraitement via la ligne (6).Charge 1 is sent with hydrogen 2 in a step a) of hydrodemetallization. The effluent from step a) of hydrodemetallization feeds a step b) of hydrotreatment via line 4 in mixture with hydrogen 5. At least part of the feedstock 1 or possibly all, can be directly sent via line 3, mixed with hydrogen 5) in step b) of hydrotreatment. The effluent (7) from step b) of hydrotreatment is sent to a step c) of first separation making it possible to obtain at least one gas containing hydrogen (8), a fraction distilled under vacuum (10) , and a vacuum residue fraction (9) which can optionally be recycled in step b) of hydrotreatment via line (6).

La fraction distillât sous vide (10) est envoyée dans une étape d’hydrocraquage d) en mélange avec de l’hydrogène d’appoint (11), et éventuellement avec de l’hydrogène recyclé (12). L’hydrogène d’appoint (11) comprend non seulement l’hydrogène d’appoint nécessaire à l’étape d) d’hydrocraquage, mais également l’hydrogène d’appoint nécessaire à l’étape b) d’hydrotraitement, et à l’étape a) d’hydrodémétallation. L’effluent (13) de l’étape d) d’hydrocraquage est envoyé vers l’étape e) de seconde séparation permettant d’obtenir au moins un gaz contenant de l’hydrogène (14), une fraction distillât atmosphérique (16), et une fraction distillât sous vide (15). Le gaz contenant de l’hydrogène (14) permet l’appoint en hydrogène, via un compresseur, des étapes a) d’hydrodémétallation et/ou b) d’hydrotraitement via les lignes (17), (2) et/ou (5)The vacuum distillate fraction (10) is sent in a hydrocracking step d) as a mixture with make-up hydrogen (11), and optionally with recycled hydrogen (12). The make-up hydrogen (11) comprises not only the make-up hydrogen necessary for hydrocracking stage d), but also the make-up hydrogen necessary for hydrotreating stage b), and to step a) of hydrodemetallization. The effluent (13) from step d) of hydrocracking is sent to step e) of second separation, making it possible to obtain at least one gas containing hydrogen (14), an atmospheric distillate fraction (16). , and a vacuum distillate fraction (15). The hydrogen-containing gas (14) makes it possible to add hydrogen, via a compressor, steps a) of hydrodemetallization and / or b) of hydrotreatment via lines (17), (2) and / or ( 5)

Description de la figure 2Description of Figure 2

La figure 2 décrit le schéma de mise en oeuvre de l’invention dans une variante de la figure 1 dans laquelle l’ensemble de l’hydrogène d’appoint nécessaire aux étapes a) d’hydrodémétallation et/ou b) d’hydrotraitement et d) d’hydrocraquage est alimenté uniquement via les lignes (2) et/ou (5).FIG. 2 describes the implementation scheme of the invention in a variant of FIG. 1 in which all of the make-up hydrogen necessary for steps a) of hydrodemetallization and / or b) of hydrotreatment and d) hydrocracking is supplied only via lines (2) and / or (5).

Le gaz riche en hydrogène (8) issue de l’étape c) de séparation traitant d’effluent de l’étape b) d’hydrotraitement, permet l’appoint en hydrogène, via un compresseur optionnel, de l’étape d) d’hydrocraquage via la ligne (17) et (12). De l’hydrogène issus des étape c) et e) de séparation peut également être recyclé via les lignes (8), (14), (17), (12) et (11) vers l’étape d) d’hydrocraquage et/ou b) d’hydrotraitement.The hydrogen-rich gas (8) from step c) of separation treating effluent from step b) of hydrotreatment, allows the addition of hydrogen, via an optional compressor, from step d) d 'hydrocracking via line (17) and (12). Hydrogen from step c) and e) of separation can also be recycled via lines (8), (14), (17), (12) and (11) to step d) of hydrocracking and / or b) hydrotreatment.

D’autres schémas non illustrés dans les figures 1 et 2 sont possibles, notamment en apportant de l’hydrogène d’appoint à la fois en entrée des étapes a) et/ou b) et en entrée de l’étape d), le recyclage d’hydrogène pouvant être indépendant ou non sur chaque étape catalytique.Other diagrams not illustrated in FIGS. 1 and 2 are possible, in particular by supplying make-up hydrogen both at the input of steps a) and / or b) and at the input of step d), the recycling of hydrogen which may or may not be independent on each catalytic step.

La suite du texte fournit des informations complémentaires sur la charge et les différentes étapes du procédé selon l’invention.The remainder of the text provides additional information on the charge and the various stages of the process according to the invention.

La chargeLoad

La charge traitée dans le procédé selon l’invention est avantageusement une charge hydrocarbonée présentant une température initiale d’ébullition d’au moins 340°C et une température finale d’ébullition d’au moins 600°C.The feedstock treated in the process according to the invention is advantageously a hydrocarbon feedstock having an initial boiling temperature of at least 340 ° C and a final boiling temperature of at least 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 résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion et notamment les procédé de viscoréduction ou d’hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit entraîné, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Dans la présente invention, les charges que l’on traite sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.The hydrocarbon feedstock according to the invention can be chosen from atmospheric residues, vacuum residues from direct distillation, crude oils, headless crude oils, deasphalting resins, deasphalting asphalts or pitches, residues from processes conversion and in particular the visbreaking or hydrocracking processes in bubbling bed or entrained bed, aromatic extracts from base production chains for lubricants, oil sands or their derivatives, oil shales or their derivatives, parent rock or their derivatives, taken alone or in a mixture. In the present invention, the charges which are treated are preferably atmospheric residues or residues under vacuum, or mixtures of these residues.

La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés soufrées. La teneur en soufre peut être d’au moins 0,5% en poids, de préférence d’au moins 1% en poids, préférentiellement d’au moins 2% en poids, plus préférentiellement d’au moins 3% en poids, et encore plus préférentiellement d’au moins 4% en poids.The hydrocarbon feedstock treated in the process may contain, among other things, sulfur impurities. The sulfur content may be at least 0.5% by weight, preferably at least 1% by weight, preferably at least 2% by weight, more preferably at least 3% by weight, and even more preferably at least 4% by weight.

La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés métalliques, notamment du nickel et du vanadium. La somme des teneurs en nickel et vanadium est généralement d’au moins 10 ppm, de préférence d’au moins 50 ppm, et préférentiellement d’au moins 100 ppmThe hydrocarbon feedstock treated in the process can contain, among other things, metallic impurities, in particular nickel and vanadium. The sum of the nickel and vanadium contents is generally at least 10 ppm, preferably at least 50 ppm, and preferably at least 100 ppm

Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles.These charges can advantageously be used as such.

Alternativement, elles peuvent être diluées par une charge complémentaire dite cocharge. Cette co-charge peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d’un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic Cracking » selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe légère (LCO ou « light cycle oil » selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe lourde (HCO ou « heavy cycle oil » selon la terminologie anglo-saxonne), une huile décantée, un résidu de FCC, une fraction gazole, notamment une fraction obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide, ou encore une fraction gazole ou gazole sous vide pouvant venir d’un autre procédé de raffinage tel la cokéfaction, l’hydrocraquage en lit bouillonnant ou en lit entraîné, ou la viscoréduction. Il peut également s’agir une huile désasphaltée (DAO ou Deasphalted Oil selon la terminologie anglo-saxonne).Alternatively, they can be diluted by an additional charge known as a co-charge. This co-charge can be a hydrocarbon fraction or a mixture of hydrocarbon fractions, which can preferably be chosen from products resulting from a catalytic cracking process in a fluid bed (FCC or "Fluid Catalytic Cracking" according to English terminology) , a light cut (LCO or "light cycle oil" according to the English terminology), a heavy cut (HCO or "heavy cycle oil" according to the English terminology), a decanted oil, an FCC residue, a fraction diesel, in particular a fraction obtained by atmospheric or vacuum distillation, such as for example vacuum diesel, or even a vacuum diesel or diesel fraction which may come from another refining process such as coking, hydrocracking in a bubbling bed or in entrained bed, or visbreaking. It can also be a deasphalted oil (DAO or Deasphalted Oil according to Anglo-Saxon terminology).

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.The co-charge can also advantageously be one or more cuts resulting from the liquefaction process of coal or biomass, aromatic extracts, or any other hydrocarbon cuts, or else non-petroleum fillers such as pyrolysis oil.

La charge hydrocarbonée lourde selon l’invention peut représenter au moins 50%, préférentiellement 70%, plus préférentiellement au moins 80%, et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l’invention.The heavy hydrocarbon feedstock according to the invention can represent at least 50%, preferably 70%, more preferably at least 80%, and even more preferably at least 90% by weight of the total hydrocarbon feedstock treated by the process according to the invention.

Dans certains cas on peut introduire la co charge en aval du premier lit ou des suivants, par exemple à l’entrée de l’étape a) d’hydrodémétallation, ou encore en entrée de l’étape b) d’hydrotraitement, ou encore en entrée de l’étape d) d’hydrocraquage. Il est entendu que la ou les co charges sont injectées à des points compatibles avec les sections catalytiques situées directement en aval, c’est-à-dire qu’une co charge comportant des asphaltènes sera injectée en amont des étapes a) ou b), mais pas en amont de l’étape d) qui est plutôt dédiée au traitement de distillais.In certain cases, it is possible to introduce the co-charge downstream of the first bed or of the following, for example at the entry of stage a) of hydrodemetallization, or also at the entry of stage b) of hydrotreating, at the input of step d) of hydrocracking. It is understood that the co-charge (s) are injected at points compatible with the catalytic sections located directly downstream, that is to say that a co-charge comprising asphaltenes will be injected upstream of steps a) or b) , but not upstream of step d) which is rather dedicated to the processing of distillates.

Le procédé selon l’invention permet l’obtention de produits de conversion, notamment des distillats formés lors de l’étape b) d’hydrotraitement et/ou d) d’hydrocraquage, qui peuvent après séparation être envoyés vers un autre procédé de raffinage ou de pétrochimie, ou être incorporés dans des pools carburants. Le procédé peut permettre également l’obtention d’une coupe de type distillât sous vide issus de l’étape e) de seconde séparation, utilisable(s) comme base(s) de fioul à teneur réduite en soufre. Le procédé peut permettre aussi l’obtention d’une coupe de type résidu atmosphérique et/ou une coupe de type résidu sous vide issus de l’étape c) de première séparation, utilisable(s) comme base(s) de fioul à teneur réduite en soufre ; cette coupe de type résidu atmosphérique et/ou de type résidu sous vide issus de l’étape c) de première séparation pouvant de manière optionnelle alimenter une unité de cokéfaction afin d’obtenir un coke de qualité suffisante pour être utilisé comme anode.The process according to the invention makes it possible to obtain conversion products, in particular distillates formed during step b) of hydrotreatment and / or d) of hydrocracking, which can, after separation, be sent to another refining process. or petrochemicals, or be incorporated into fuel pools. The process can also make it possible to obtain a vacuum distillate type cut from step e) of second separation, usable as fuel oil base (s) with reduced sulfur content. The method can also make it possible to obtain an atmospheric residue type cut and / or a vacuum residue type cut resulting from step c) of first separation, usable as oil content base (s) reduced to sulfur; this cut of atmospheric residue type and / or vacuum residue type from step c) of first separation can optionally feed a coking unit in order to obtain a coke of sufficient quality to be used as anode.

Etape a) d’hydrodémétallation en réacteurs de garde permutablesStep a) of hydrodemetallization in permutable guard reactors

Au cours de l’étape a) d’hydrodémétallation, la charge et de l’hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation chargé dans au moins deux réacteurs permutables, dans des conditions d’hydrodémétallation. Cette étape permet de réduire la teneur en métaux de la charge mais aussi de retenir les impuretés susceptibles d’induire un colmatage trop rapide du lit catalytique, telles des dérivés de fer ou de calcium par exemple. Le but est de réduire la teneur en impuretés et ainsi de protéger de la désactivation et du colmatage l’étape d’hydrotraitement en aval d’où la notion de réacteurs de garde. Ces réacteurs de gardes d’hydrodémétallation sont mis en oeuvre comme des réacteurs permutables (technologie « PRS », pour « Permutable Reactor System >> selon la terminologie anglo-saxonne) tel que décrit dans le brevet FR2681871.During step a) of hydrodemetallization, the feedstock and hydrogen are brought into contact on a hydrodemetallization catalyst loaded in at least two permutable reactors, under hydrodemetallization conditions. This step makes it possible to reduce the metal content of the feed but also to retain the impurities liable to induce too rapid clogging of the catalytic bed, such as iron or calcium derivatives for example. The aim is to reduce the content of impurities and thus protect from deactivation and clogging the hydrotreatment stage downstream, hence the concept of guard reactors. These hydrodemetallization guard reactors are used as permutable reactors ("PRS" technology, for "Permutable Reactor System" according to English terminology) as described in patent FR2681871.

Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d’hydrotraitement en lit fixe et équipés de lignes et de vannes de manières à être permutés entre eux, c'est-à-dire pour un système à deux réacteurs permutables Ra et Rb, Ra peut être devant Rb et vice versa. Chaque réacteur Ra, Rb peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l’unité.These swappable reactors are generally fixed beds located upstream of the hydrotreating section in a fixed bed and equipped with lines and valves so as to be swapped between them, that is to say for a system with two swappable reactors Ra and Rb, Ra can be in front of Rb and vice versa. Each Ra, Rb reactor can be taken offline to change the catalyst without shutting down the rest of the unit.

Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration puis redémarrage) est généralement permis par une section de conditionnement (ensemble d’équipements en dehors de la boucle principale haute pression).This change of catalyst (rinsing, unloading, recharging, sulfurization then restarting) is generally allowed by a conditioning section (set of equipment outside the main high pressure loop).

La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n’est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.The changeover for catalyst change occurs when the catalyst is no longer sufficiently active (metal poisoning and coking) and / or when the clogging reaches an excessive pressure drop.

Selon une variante, il peut y avoir plus de 2 réacteurs permutables dans la section d’hydrodémétallation en réacteurs permutables.Alternatively, there may be more than 2 swappable reactors in the hydrodemetallization section in swappable reactors.

L’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables selon l’invention peut avantageusement être mise en oeuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préférence entre 350°C et 430°C, et sou si ne pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrodémétallation et de la durée 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 0,15 h'¹ à 4 h’¹, et plus préférentiellement de 0,2 h'¹ à 4 h’¹.Step a) of hydrodemetallization in permutable reactors according to the invention can advantageously be carried out at a temperature between 300 ° C and 500 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C, and under pressure absolute between 5 MPa and 35 MPa, preferably between 11 MPa and 26 MPa, preferably between 14 MPa and 20 MPa. The temperature is usually adjusted according to the desired level of hydrodemetallization and the duration of the targeted treatment. Most often, the space velocity of the hydrocarbon feedstock, commonly called WH, which is defined as the volumetric flow rate of the feedstock divided by the total volume of the catalyst, can be comprised in a range going from 0.1 h ′ ¹ at 5 h ' ¹ , preferably from 0.15 h' ¹ to 4 h ' ¹ , and more preferably from 0.2 h' ¹ to 4 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 1000 Nm3/m3. L’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables peut être effectuée industriellement dans au moins deux réacteurs en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide.The quantity of hydrogen mixed with the feed can be between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid feed, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1000 Nm3 / m3. Step a) of hydrodemetallization in permutable reactors can be carried out industrially in at least two reactors in a fixed bed, and preferably with a downdraft of liquid.

Les catalyseurs d’hydrodémétallation utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Des catalyseurs utilisables dans l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463.The hydrodemetallization catalysts used are preferably known catalysts. Catalysts which can be used in step a) of hydrodemetallization in permutable reactors are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 and US 5089463.

De préférence, le volume catalytique mise en oeuvre lors de l’étape a) d’hydrodémétallation est constitué d’au moins 90% de catalyseurs d’hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité (c’est-à-dire de pores ayant un diamètre médian supérieur à 100 nm). De manière préférée, le volume catalytique mise en oeuvre lors de l’étape a) d’hydrodémétallation est constitué d’au moins 90% de catalyseurs d’hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 15% de macroporosité (c’est-à-dire de pores ayant un diamètre médian supérieur à 100 nm).Preferably, the catalytic volume used during step a) of hydrodemetallization consists of at least 90% of hydrodemetallization catalysts containing less than 12% of MoO3 (content in the fresh catalyst) and whose volume porous contains more than 5% macroporosity (that is to say pores having a median diameter greater than 100 nm). Preferably, the catalytic volume used during step a) of hydrodemetallization consists of at least 90% of hydrodemetallization catalysts containing less than 12% of MoO3 (content in the fresh catalyst) and whose pore volume contains more than 15% macroporosity (that is to say pores having a median diameter greater than 100 nm).

De manière optionnelle, les réacteurs de gardes permutables utilisés dans cette étape peuvent être équipés d’un plateau filtrant (tel que décrit dans la demande FR 3043339 par exemple) situé au-dessus du plateau distributeur.Optionally, the swappable guard reactors used in this step can be equipped with a filter plate (as described in application FR 3043339 for example) located above the distributor plate.

Etape b) d’hydrotraitement en lit fixeStep b) hydrotreating in a fixed bed

L’effluent issu de l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs de gardes permutables est introduit, éventuellement avec de l’hydrogène, dans une étape b) d’hydrotraitement en lit fixe, pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d’hydrodémétallation, éventuellement complété par d’autres catalyseurs d’hydrotraitement. Le ou les catalyseur(s) d’hydrotraitement sont mis en œuvre dans au moins un réacteur en lit fixe, et préférentiellement à courant descendant de liquide.The effluent from step a) of hydrodemetallization in permutable guard reactors is introduced, optionally with hydrogen, in a step b) of hydrotreatment in a fixed bed, to be brought into contact with at least one catalyst. hydrodemetallization, possibly supplemented by other hydrotreatment catalysts. The hydrotreatment catalyst (s) are used in at least one fixed bed reactor, and preferably with a liquid downdraft.

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’hydrodéazotation (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.Hydrotreatment, commonly called HDT, is understood to mean catalytic treatments with the addition of hydrogen which makes it possible to refine, that is to say substantially reduce the content of metals, sulfur and other impurities, the hydrocarbon charges, while improving the ratio hydrogen on carbon of the charge and transforming the charge more or less partially into lighter cuts. Hydrotreatment includes in particular hydrodesulfurization reactions (commonly called HDS), hydrodenitrogenation reactions (commonly called HDN) and hydrodemetallization reactions (commonly called HDM), accompanied by hydrogenation, hydrodeoxygenation, d hydrodearomatization, hydroisomerization, hydrodealkylation, hydrocracking, hydrodeasphalting and carbon reduction Conradson.

Selon une variante préférée, l’étape b) d’hydrotraitement comprend une première étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape b2) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape b1) d’hydrodémétallation, l’effluent de l’étape a), ou la charge et de l’hydrogène en l’absence de l’étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, dans des conditions d’hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape b2) d’hydrodésulfuration, l’effluent de la première étape b1) d’hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d’hydrodésulfuration, dans des conditions d’hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-F™, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846.According to a preferred variant, step b) of hydrotreatment comprises a first step b1) of hydrodemetallization (HDM) carried out in one or more hydrodemetallization zones in fixed beds and a second step b2) of subsequent hydrodesulfurization (HDS) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds. During said first hydrodemetallization step b1), the effluent from step a), or the feedstock and hydrogen in the absence of step a), are brought into contact with a catalyst for hydrodemetallization, under hydrodemetallization conditions, then during said second hydrodesulfurization step b2), the effluent from the first hydrodemetallization step b1) is brought into contact with a hydrodesulfurization catalyst, under conditions of hydrodesulfurization. This process, known under the name of HYVAHL-F ™, is for example described in the patent US 5417846.

L’étape b) d’hydrotraitement selon l’invention est mise en œuvre dans des conditions d’hydrotraitement. Elle peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préfæence entre 350°C et 430°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrotraitement et de la durée 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 4 h’¹, et plus préférentiellement de 0,2 h'¹ à 4 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.The hydrotreatment stage b) according to the invention is carried out under hydrotreatment conditions. It can advantageously be implemented at a temperature between 300 ° C and 500 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C and under an absolute pressure between 5 MPa and 35 MPa, preferably between 11 MPa and 26 MPa, preferably between 14 MPa and 20 MPa. The temperature is usually adjusted according to the desired level of hydrotreatment and the duration of the targeted treatment. Most often, the space velocity of the hydrocarbon feedstock, commonly called WH, which is defined as the volumetric flow rate of the feedstock divided by the total volume of the catalyst, can be comprised in a range going from 0.1 h ′ ¹ at 5 h ' ¹ , preferably from 0.1 h' ¹ to 4 h ' ¹ , and more preferably from 0.2 h' ¹ to 4 h ' ¹ . The quantity of hydrogen mixed with the feed can be between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid feed, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1500 Nm3 / m3. The hydrotreatment stage b) can be carried out industrially in one or more reactors with a downdraft of liquid.

Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement utilisant uniquement un catalyseur d’hydrodémétallation, ces catalyseurs sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463.In the case of a hydrotreatment step using only a hydrodemetallization catalyst, these catalysts are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 and US 5089463.

Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) d’hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b1) d’hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656,In the case of a hydrotreatment step including a step b1) of hydrodemetallization (HDM) then a step b2) of hydrodesulfurization (HDS), use is preferably made of specific catalysts adapted to each step. Catalysts which can be used in step b1) of hydrodemetallization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 5221656,

US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b2) d’hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur mixte aussi appelé catalyseur de transition, actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration, à la fois pour la section d’hydrodémétallation b1) et pour la section d’hydrodésulfuration b2) tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143.US 5827421, US 7119045, US 5622616 and US 5089463. Catalysts which can be used in step b2) of hydrodesulfurization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 or US 6332976. It is possible to also use a mixed catalyst also called transition catalyst, active in hydrodemetallization and hydrodesulfurization, both for the hydrodemetallization section b1) and for the hydrodesulfurization section b2) as described in patent document FR 2940143.

Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) de transition, puis une étape b3) d’hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b1) d’hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b2) de transition, actifs en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration sont par exemple décrits dans le document de brevet FR 2940143. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b3) d’hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur de transition tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143 pour les sections b1), b2) et b3).In the case of a hydrotreatment step including a step b1) of hydrodemetallization (HDM) then a step b2) of transition, then a step b3) of hydrodesulfurization (HDS), use is preferably made of specific catalysts adapted to each step. Catalysts which can be used in step b1) for hydrodemetallization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 and US 5089463. Catalysts which can be used in step b2 ) of transition, active in hydrodemetallization and in hydrodesulfurization are for example described in patent document FR 2940143. Catalysts which can be used in step b3) of hydrodesulfurization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 or US 6332976. It is also possible to use a transition catalyst as described in patent document FR 2940143 for sections b1), b2) and b3).

De préférence, le volume catalytique mise en oeuvre lors de la première étape b) d’hydrotraitement est constitué d’au moins 50% de catalyseurs d’hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité (c’est-à-dire de pores ayant un diamètre médian supérieur à 100 nm). De manière préférée, le volume catalytique mise en oeuvre lors de l’étape a) d’hydrodémétallation est constitué d’au moins 80% de catalyseurs d’hydrodémétallation contenant moins de 12% de Mo03 (teneur dans le catalyseur frais) et dont le volume poreux comporte plus de 5% de macroporosité (c’est-à-dire de pores ayant un diamètre médian supérieur à 100 nm).Preferably, the catalytic volume used during the first hydrotreatment step b) consists of at least 50% of hydrodemetallization catalysts containing less than 12% of Mo03 (content in the fresh catalyst) and whose volume porous contains more than 5% macroporosity (that is to say pores having a median diameter greater than 100 nm). Preferably, the catalytic volume used during step a) of hydrodemetallization consists of at least 80% of hydrodemetallization catalysts containing less than 12% of MoO3 (content in the fresh catalyst) and whose pore volume contains more than 5% macroporosity (that is to say pores having a median diameter greater than 100 nm).

Étape c) de séparation de l’effluent d’hydrotraitementStep c) of separation of the hydrotreatment effluent

L’effluent obtenu à l’issue de l’étape b) d’hydrotraitement comprend une fraction liquide d’hydrocarbures et une fraction gazeuse. Cet effluent est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde. Cet effluent peut être séparé à l’aide des dispositifs de séparation bien connus de l’homme du métier, notamment à l’aide d’un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l’hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT).The effluent obtained at the end of step b) of hydrotreatment comprises a liquid fraction of hydrocarbons and a gaseous fraction. This effluent is advantageously separated in at least one separator flask into at least one gaseous fraction and at least one heavy liquid fraction. This effluent can be separated using separation devices well known to those skilled in the art, in particular using one or more separating flasks which can operate at different pressures and temperatures, possibly associated with a stripping means to steam or hydrogen and one or more distillation columns. These separators can for example be high temperature high pressure separators (HPHT) and / or low temperature high pressure separators (HPBT).

La fraction gazeuse contient des gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. 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 étapes a) d’hydrodémétallation et/ou b) d’hydrotraitement. 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. L’hydrogène peut être recyclé en entrée de l’étape a) d’hydrodémétallation et/ou à différents endroits au cours de l’étape b) d’hydrotraitement et/ou à différents endroits au cours de l’étape d) d’hydrotraitement. Le recyclage de l’hydrogène peut éventuellement se faire par une recompression ou une détente pour atteindre la pression nécessaire en entrée des étapes a), b) ou d).The gaseous fraction contains gases, in particular H2, H2S, NH3, and C1-C4 hydrocarbons. After possible cooling, this gaseous fraction is preferably treated in a hydrogen purification means so as to recover the hydrogen not consumed during steps a) of hydrodemetallization and / or b) of hydrotreatment. The hydrogen purification means can be an amine wash, a membrane, a PSA type system, or several of these means arranged in series. The purified hydrogen can then advantageously be recycled in the process according to the invention. The hydrogen can be recycled at the input of step a) of hydrodemetallization and / or at different locations during step b) of hydrotreatment and / or at different locations during step d) of hydrotreating. The recycling of hydrogen can possibly be done by recompression or expansion to reach the pressure required at the input of steps a), b) or d).

Dans un premier mode de réalisation, l’étape de séparation c) comprend en plus de la simple séparation gaz-liquide ou de la succession de dispositifs de séparation, 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 ou les fraction(s) distillat(s) atmosphérique(s) peut(peuvent) contenir des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d’aviation. Les fractions de type kérosène et/ou diesel peuvent aussi être utilisées comme bases dans un pool de type distillât pour la marine ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type résiduel (selon l’ISO8217). La fraction résidu atmosphérique, au moins en partie et de préférence en totalité, est ensuite soumise à une distillation sous vide de manière à obtenir au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide.In a first embodiment, the separation step c) comprises, in addition to the simple gas-liquid separation or the succession of separation devices, at least one atmospheric distillation, in which the hydrocarbon fraction (s) ( s) liquid (s) obtained after separation is (are) fractionated by atmospheric distillation into at least one atmospheric distillate fraction and at least one atmospheric residue fraction. The atmospheric distillate fraction (s) may contain fuel bases (naphtha, kerosene and / or diesel) which can be commercially recovered, for example in a refinery for the production of automotive and aviation fuels. The kerosene and / or diesel type fractions can also be used as bases in a marine distillate type pool or as fluxes in a residual type fuel oil or bunker oil pool (according to ISO8217). The atmospheric residue fraction, at least in part and preferably in whole, is then subjected to vacuum distillation so as to obtain at least one vacuum distillate fraction and at least one residue vacuum residue.

Dans un deuxième mode de réalisation, l’étape de séparation c) du procédé selon l’invention comprend un stripper pour traiter l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement ou la fraction liquide issue d’un ballon permettant une simple séparation gaz-liquide. Ce stripper nécessite l’injection d’un gaz, de manière à entraîner des composés lourds, notamment des composés bouillant au-delà de 350°C en tête de stripper. La coupe lourde récupérée en fond de stripper à haute pression est ensuite soumis à une distillation sous vide de manière à obtenir au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide.In a second embodiment, the separation step c) of the method according to the invention comprises a stripper for treating the effluent from step b) of hydrotreatment or the liquid fraction from a flask allowing a simple gas-liquid separation. This stripper requires the injection of a gas, so as to entrain heavy compounds, in particular compounds boiling above 350 ° C. at the head of the stripper. The heavy cut recovered from the bottom of the stripper at high pressure is then subjected to vacuum distillation so as to obtain at least one fraction of vacuum distillate and at least one fraction of residue under vacuum.

De manière très préférée, l’étape c) 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 une partie ou la totalité de 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 qui peuvent être valorisées comme combustibles ou être craquées dans un autre procédé.Very preferably, step c) of separation first comprises an atmospheric distillation, in which the liquid hydrocarbon fraction (s) obtained after separation is (are) fractionated ( s) by atmospheric distillation into at least one atmospheric distillate fraction and at least one atmospheric residue fraction, then vacuum distillation in which part or all of the atmospheric residue fraction obtained after atmospheric distillation is fractionated by vacuum distillation into at least a vacuum distillate fraction and at least one vacuum residue fraction. The vacuum distillate fraction typically contains vacuum type diesel fractions which can be recovered as fuel or be cracked in another process.

Quel que soit le mode de réalisation de l’étape c) de séparation au moins une partie de la fraction distillât sous vide, et de préférence la totalité, est envoyée dans l’étapeWhatever the embodiment of step c) of separation, at least part of the vacuum distillate fraction, and preferably all of it, is sent to the step.

d) d’hydrocraquage.d) hydrocracking.

Une partie de la fraction lourde constituée de la fraction résidu atmosphérique et/ou de la fraction résidu sous vide peut être valorisé comme base de fioul, par exemple comme base de fioul de soute de type résiduel (selon HSO8217) ayant une teneur en soufre inférieure à 3.5%.Part of the heavy fraction consisting of the atmospheric residue fraction and / or the vacuum residue fraction can be upgraded as fuel oil base, for example as bunker fuel base of residual type (according to HSO8217) having a lower sulfur content. at 3.5%.

Une partie de la fraction lourde constituée de la fraction résidu sous vide peut être envoyée dans une unité de cokéfaction de manière à obtenir un coke de qualité supérieure tel qu’un coke utilisable pour la fabrication d’anodes.Part of the heavy fraction consisting of the vacuum residue fraction can be sent to a coking unit so as to obtain a higher quality coke such as a coke usable for the manufacture of anodes.

Etape d) d’hydrocraquageStep d) hydrocracking

Conformément à l'invention, à l’issue de l’étape c) de séparation, au moins une partie de la coupe de type distillât sous vide obtenue à l’étape c) est envoyée dans l’étapeAccording to the invention, at the end of the separation step c), at least part of the vacuum distillate type cut obtained in step c) is sent to the step

d) d’hydrocraquage.d) hydrocracking.

De l’hydrogène peut également être injecté en amont des différents lit catalytiques composant le(s) réacteur(s) d’hydrocraquage. Parallèlement aux réactions d’hydrocraquage désirées dans cette étape, il se produit également tout type de réaction d’hydrotraitement (HDM, HDS, HDN, etc...). Des réactions d’hydrocraquage conduisant à la formation de distillats atmosphériques ont lieu avec un taux de conversion du distillât sous vide en distillât atmosphérique qui est généralement supérieur à 30%, typiquement entre 30 et 50% pour un hydrocraquage doux et supérieur à 80% pour un hydrocraquage poussé. Des conditions spécifiques, de température notamment, et/ou l’utilisation d’un ou plusieurs catalyseurs spécifiques, permettent de favoriser les réactions d’hydrocraquage désirées.Hydrogen can also be injected upstream of the various catalytic beds making up the hydrocracking reactor (s). In addition to the hydrocracking reactions desired in this step, there also occurs any type of hydrotreatment reaction (HDM, HDS, HDN, etc.). Hydrocracking reactions leading to the formation of atmospheric distillates take place with a conversion rate of the distillate under vacuum into atmospheric distillate which is generally greater than 30%, typically between 30 and 50% for a mild hydrocracking and greater than 80% for extensive hydrocracking. Specific conditions, in particular of temperature, and / or the use of one or more specific catalysts make it possible to favor the desired hydrocracking reactions.

L’étape d) d’hydrocraquage selon l’invention est mise en oeuvre dans des conditions d’hydrocraquage. Elle peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 340°C et 480°C, de préférence entre350°C et 430°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 25 MPa, de préférence entre 8 MPa et 20 MPa, de manière préférée entre 10 MPa et 18 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 3 h'¹, préférentiellement de 0,2 h'¹ à 2 h'¹, et plus préférentiellement de 0,25 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 d) d’hydrocraquage peut être effectuée industriellement dans au moins un réacteur à courant descendant de liquide.Hydrocracking step d) according to the invention is carried out under hydrocracking conditions. It can advantageously be implemented at a temperature between 340 ° C and 480 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C and under an absolute pressure between 5 MPa and 25 MPa, preferably between 8 MPa and 20 MPa , preferably between 10 MPa and 18 MPa. The temperature is usually adjusted according to the desired level of hydrotreatment and the duration of the targeted treatment. Most often, the space velocity of the hydrocarbon feedstock, commonly called WH, which is defined as the volumetric flow rate of the feedstock divided by the total volume of the catalyst, can be comprised in a range going from 0.1 h ′ ¹ at 3 h ' ¹ , preferably from 0.2 h' ¹ to 2 h ' ¹ , and more preferably from 0.25 h' ¹ to 1 h ' ¹ . The quantity of hydrogen mixed with the feed can be between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid feed, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1500 Nm3 / m3. Hydrocracking step d) can be carried out industrially in at least one reactor with a downdraft of liquid.

L’étape d) d’hydrocraquage comprend généralement deux sections catalytiques en série, une section catalytique amont d’hydrotraitement de manière à limiter la désactivation de la section catalytique aval d’hydrocraquage. Cette section d’hydrotraitement vise notamment à réduire significativement la teneur en azote de la charge, l’azote étant un inhibiteur de la fonction acide des catalyseurs bi fonctionnels de la section catalytique d’hydrocraquage.The hydrocracking step d) generally comprises two catalytic sections in series, an upstream hydrotreating catalytic section so as to limit the deactivation of the downstream hydrocracking catalytic section. This hydrotreating section aims in particular to significantly reduce the nitrogen content of the feed, nitrogen being an inhibitor of the acid function of the bi-functional catalysts of the hydrocracking catalytic section.

Les catalyseurs d’hydrocraquage peuvent être de manière avantageuse des catalyseurs bifonctionnels, ayant une phase hydrogénante afin de pouvoir hydrogéner les aromatiques et réaliser l'équilibre entre les composés saturés et les oléfines correspondantes et une phase acide qui permet de promouvoir les réactions d'hydroisomérisation et d’hydrocraquage. La fonction acide est avantageusement apportée par des supports de grandes surfaces (généralement 100 à 800 m2.g-1) présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silice-alumines amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante est avantageusement apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, tels que fer, cobalt, nickel, ruthénium, rhodium, palladium, osmium, iridium et platine, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique tels que molybdène et tungstène et au moins un métal non noble du groupe VIII (tels que nickel et cobalt). De préférence, le catalyseur bifonctionnel utilisé comprend au moins un métal choisi dans le groupe formé par les métaux des groupes VIII et VIB, pris seuls ou en mélange, et un support comprenant 10 à 90% poids d'une zéolithe et 90 à 10% poids d'oxydes inorganiques. Le métal du groupe VIB utilisé est de préférence choisi parmi le tungstène et le molybdène et le métal du groupe VIII est de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt. Selon une autre variante préférée, des catalyseurs bi-fonctionnel de type silice-alumine amorphe ou zéolitique peuvent être utilisés en mélange ou en couches successives.The hydrocracking catalysts can advantageously be bifunctional catalysts, having a hydrogenating phase in order to be able to hydrogenate the aromatics and to achieve the balance between the saturated compounds and the corresponding olefins and an acid phase which makes it possible to promote the hydroisomerization reactions. and hydrocracking. The acid function is advantageously provided by supports of large surfaces (generally 100 to 800 m2.g-1) having a surface acidity, such as halogenated aluminas (chlorinated or fluorinated in particular), combinations of boron oxides and aluminum, amorphous silica-aluminas and zeolites. The hydrogenating function is advantageously provided either by one or more metals from group VIII of the periodic table of elements, such as iron, cobalt, nickel, ruthenium, rhodium, palladium, osmium, iridium and platinum, or by a combination of at least a metal from group VIB of the periodic table such as molybdenum and tungsten and at least one non-noble metal from group VIII (such as nickel and cobalt). Preferably, the bifunctional catalyst used comprises at least one metal chosen from the group formed by the metals of groups VIII and VIB, taken alone or as a mixture, and a support comprising 10 to 90% by weight of a zeolite and 90 to 10% weight of inorganic oxides. The group VIB metal used is preferably chosen from tungsten and molybdenum and the group VIII metal is preferably chosen from nickel and cobalt. According to another preferred variant, bi-functional catalysts of the amorphous or zeolitic silica-alumina type can be used in a mixture or in successive layers.

De préférence, le volume catalytique mis en œuvre lors de la seconde étape d) d’hydrocraquage est constitué d’au moins 30% de catalyseurs d’hydrocraquage de type bi fonctionnel.Preferably, the catalytic volume used during the second hydrocracking step d) consists of at least 30% of hydrocracking catalysts of the bi-functional type.

De manière optionnelle, une co-charge peut être injectée en amont de la section d) d’hydrocraquage. Cette co-charge est typiquement un distillât sous vide issu de distillation directe ou issu d’un procédé de conversion, ou une huile désasphaltée.Optionally, a co-charge can be injected upstream of the hydrocracking section d). This co-charge is typically a vacuum distillate from direct distillation or from a conversion process, or a deasphalted oil.

Le volume catalytique mis en œuvre lors de l’étape d) d’hydrocraquage est constitué d’au moins 30% de catalyseurs d’hydrotraitement contenant plus de 14% de MoO3, et dont le volume poreux comporte moins de 1% de macroporosité, et d’au moins 30% de catalyseurs d’hydrocraquage de type bi fonctionnel.The catalytic volume used during hydrocracking stage d) consists of at least 30% of hydrotreatment catalysts containing more than 14% of MoO3, and whose pore volume contains less than 1% of macroporosity, and at least 30% of hydrocracking catalysts of the bi-functional type.

Étape e) de séparation de l’effluent d’hydrocraquageStep e) of separation of the hydrocracking effluent

L’effluent obtenu à l’issue de l’étape d) d’hydrocraquage comprend une fraction liquide d’hydrocarbures et une fraction gazeuse. Cet effluent est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde. Cet effluent peut être séparé à l’aide des dispositifs de séparation bien connus de l’homme du métier, notamment à l’aide d’un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l’hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT). La fraction gazeuse contient des gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. 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 de l’étape d) d’hydrocraquage. Le moyen de purification d’hydrogène, qui peut être commun avec celui traitant la fraction gazeuse issue de l’étape c) de première séparation de l’effluent d’hydrotraitement, peut être un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série.The effluent obtained at the end of step d) of hydrocracking comprises a liquid fraction of hydrocarbons and a gaseous fraction. This effluent is advantageously separated in at least one separator flask into at least one gaseous fraction and at least one heavy liquid fraction. This effluent can be separated using separation devices well known to those skilled in the art, in particular using one or more separating flasks which can operate at different pressures and temperatures, possibly associated with a stripping means to steam or hydrogen and one or more distillation columns. These separators can for example be high temperature high pressure separators (HPHT) and / or low temperature high pressure separators (HPBT). The gaseous fraction contains gases, in particular H2, H2S, NH3, and C1-C4 hydrocarbons. After possible cooling, this gaseous fraction is preferably treated in a hydrogen purification means so as to recover the hydrogen not consumed during step d) of hydrocracking. The hydrogen purification means, which can be common with that treating the gaseous fraction resulting from step c) of first separation of the hydrotreatment effluent, can be an amine wash, a membrane, a type system PSA, or more of these means arranged in series.

L’hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l’invention. L’hydrogène peut être recyclé en entrée de l’étape a) d’hydrodémétallation et/ou à différents endroits au cours de l’étape b) d’hydrotraitement et/ou à différents endroits au cours de l’étape d) d’hydrocraquage. Le recyclage de l’hydrogène peut éventuellement se faire par une recompression ou une détente pour atteindre la pression nécessaire en entrée des étapes a), b) ou d).The purified hydrogen can then advantageously be recycled in the process according to the invention. The hydrogen can be recycled at the input of step a) of hydrodemetallization and / or at different locations during step b) of hydrotreatment and / or at different locations during step d) of hydrocracking. The recycling of hydrogen can possibly be done by recompression or expansion to reach the pressure required at the input of steps a), b) or d).

Dans un mode de réalisation préféré, la seconde étape de séparation e) comprend en plus de la simple séparation gaz-liquide ou de la succession de dispositifs de séparation, 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 lourde désulfurée constituée du distillât sous vide non converti et représentant la fraction majoritaire. La ou les fraction(s) distillat(s) atmosphérique(s) peut (peuvent) contenir des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d’aviation. Les fractions de type kérosène et/ou diesel peuvent aussi être utilisées comme bases dans un pool de type distillât pour la marine ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type résiduel (selon PISO8217). La fraction non convertie de type distillât sous vide peut avantageusement être valorisée comme combustible marin ayant une teneur en soufre inférieure à 0,5 ou 0,1%, notamment comme base dans un pool de type distillât pour la marine ayant une teneur en soufre inférieure à 0,5 ou 0,1% ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type résiduel (selon HSO8217).In a preferred embodiment, the second separation step e) comprises, in addition to the simple gas-liquid separation or the succession of separation devices, at least one atmospheric distillation, in which the hydrocarbon fraction (s) ( s) liquid (s) obtained after separation is (are) fractionated by atmospheric distillation into at least one atmospheric distillate fraction and at least one heavy desulphurized fraction constituted by the unconverted vacuum distillate and representing the majority fraction. The atmospheric distillate fraction (s) may contain fuel bases (naphtha, kerosene and / or diesel) which can be commercially recovered, for example in a refinery for the production of automotive and aviation fuels. The kerosene and / or diesel type fractions can also be used as bases in a marine distillate type pool or as fluxes in a residual type fuel oil or bunker oil pool (according to PISO8217). The unconverted fraction of the vacuum distillate type can advantageously be used as marine fuel having a sulfur content of less than 0.5 or 0.1%, in particular as a base in a pool of distillate type for the marine sector with a lower sulfur content. at 0.5 or 0.1% or as fluxes in a fuel oil or residual fuel oil pool (according to HSO8217).

EXEMPLESEXAMPLES

Deux exemples seront développés dans la partie suivante. Dans les deux exemples, il y a une première étape d’hydrotraitement d’un résidu pétrolier à haute pression (150 bars). La deuxième étape est l’hydrotraitement et l’hydrocraquage du VGO résultant de la première étape à haute pression (150 bars).Two examples will be developed in the next section. In the two examples, there is a first step of hydrotreating a petroleum residue at high pressure (150 bars). The second stage is the hydrotreating and hydrocracking of the VGO resulting from the first stage at high pressure (150 bar).

L’exemple 1, conforme à l’invention, prend en compte l’intégration globale du circuit hydrogène, et traite une charge de type résidu sous vide.Example 1, in accordance with the invention, takes into account the overall integration of the hydrogen circuit, and deals with a charge of the residue type under vacuum.

L’exemple 2, conforme à l’invention, permet de montrer la flexibilité en production du fioul 1 et du fioul 2 à partir d’une même charge de type résidu sous vide.Example 2, in accordance with the invention, makes it possible to show the flexibility in the production of fuel oil 1 and fuel oil 2 from the same charge of the vacuum residue type.

Exemple 1 (conforme à l’invention)Example 1 (according to the invention)

La charge est un résidu sous vide d’origine Moyen-Orient (charge 1).The filler is a vacuum residue of Middle Eastern origin (filler 1).

La charge est caractérisée par sa teneur en impuretés résumée dans le tableau 1 ci dessous :The feed is characterized by its content of impurities summarized in Table 1 below:

charge 1 charge 1 Densité Density kg/L kg / L 0,9948 .9948 % 520+ % 520+ % % 70 70 Métaux Metals ppm poids ppm weight 96 96 Soufre Sulfur % poids % weight 3,9 3.9 Azote Nitrogen ppm poids ppm weight 3240 3240

Tableau 1 : Teneur en impuretés des chargesTable 1: Content of impurities in fillers

La charge 1 est introduite dans une étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables comportant deux réacteurs d’HDM permutables, puis la totalité des effluents est envoyée dans une première étape d’hydrotraitement b) contenant un catalyseur d’hydrodémétallation. Les conditions opératoires des étapes a) et b) sont répertoriées dans le tableau 2Load 1 is introduced in a step a) of hydrodemetallization in permutable reactors comprising two permutable HDM reactors, then all of the effluents is sent in a first hydrotreatment step b) containing a hydrodemetallization catalyst. The operating conditions of steps a) and b) are listed in Table 2

L’effluent sort à une teneur en soufre de 2,96%, il est séparé dans une étape de séparation c) comprenant entre autre une étape de distillation sous vide, générant un résidu sous vide permettant de servir de base fioul à 3,5% et un distillât sous vide à 2,0% en soufre qui est envoyé à l’étape d) d’hydrocraquage.The effluent leaves at a sulfur content of 2.96%, it is separated in a separation step c) comprising inter alia a vacuum distillation step, generating a vacuum residue allowing to serve as an oil base at 3.5 % and a vacuum distillate with 2.0% sulfur which is sent to hydrocracking stage d).

Un catalyseur d’hydrotraitement suivi d’un catalyseur bifonctionnel d’hydrocraquage sont utilisés dans l’étape d), et de l’hydrogène pur est utilisé dans cette étape d). Le catalyseur bifonctionnel d’hydrocraquage représente 50% du volume catalytique mis en oeuvre dans l’étape d) d’hydrocraquage. Les conditions opératoires des étapes c) et d) sont précisées dans le tableau 3.A hydrotreating catalyst followed by a bifunctional hydrocracking catalyst are used in step d), and pure hydrogen is used in this step d). The bifunctional hydrocracking catalyst represents 50% of the catalytic volume used in step d) of hydrocracking. The operating conditions of steps c) and d) are specified in Table 3.

En sortie de cette étape d’hydrocraquage, une étape de séparation permet d’obtenir une coupe naphta valorisable, une coupe Gas-oil valorisable, et surtout une coupe appelée UCO (Unconverted Oil) à moins de 0,1% poids en soufre servant de base pour la seconde spécification de fiouls marins ayant des spécifications inférieures à 0,1% en soufre.At the end of this hydrocracking step, a separation step makes it possible to obtain a recoverable naphtha cut, a recoverable Gas oil cut, and above all a cut called UCO (Unconverted Oil) at less than 0.1% by weight in sulfur serving basic for the second specification of marine fuel oils with specifications of less than 0.1% sulfur.

Exemple 2 (conforme à l’invention)Example 2 (according to the invention)

L’exemple 2 a pour but de montrer la flexibilité possible de l’enchainement pour faire plus au moins de fioul 1 ou de fioul 2.The purpose of Example 2 is to show the possible flexibility of the sequence for making more or less fuel oil 1 or fuel oil 2.

L’exemple 2 se base sur l’exemple 1) avec une augmentation du débit d’entrée de 25%. Des légères modifications de conditions opératoires des étapes a), b), c), et d) ont permis d’augmenter significativement la production de fioul 1, et de garder 10 presque constante la teneur en fioul 2 tout en gardant le même chargement catalytique pour les étapes a), b) et d).Example 2 is based on Example 1) with a 25% increase in input flow. Slight modifications of operating conditions of steps a), b), c), and d) made it possible to significantly increase the production of fuel oil 1, and to keep the content of fuel oil 2 almost constant while keeping the same catalytic loading. for steps a), b) and d).

Les tableaux 2 et 3 résument les conditions opératoires et les débits de fioul 1 et de fioul 2 utilisés dans cet exemple :Tables 2 and 3 summarize the operating conditions and the fuel oil 1 and fuel oil 2 flow rates used in this example:

Etape a) Step a) Etape b) Step b) flux d'entrée input stream WH WH ppH2 PPH2 Temp Temp flux d'entrée input stream WH WH ppH2 PPH2 Temp Temp base 100 base 100 h-1 h-1 bar bar °C ° C base 100 base 100 h-1 h-1 bar bar °C ° C Exemple 1 Example 1 100 100 3 3 147 147 355 355 100 100 1,5 1.5 145 145 355 355 Exemple 2 Example 2 125 125 3,75 3.75 147 147 370 370 125 125 1,875 1.875 145 145 370 370

Tableau 2 : Conditions opératoires des étapes a) et b) pour les deux exemplesTable 2: Operating conditions of steps a) and b) for the two examples

Etape c) Step c) Etape d) Step d) Quantité de fioul 1 Quantity of fuel oil 1 Quantité de distillât pour étape d) Quantity of distillate for step d) WH WH ppH2 PPH2 Temp Temp Quantité de fioul 2 Oil quantity 2 Quantité de Gasoil+naphta Number of Diesel + naphtha Ratio fioull/fioul 2 Ratio fuel oil / fuel oil 2 base 100 base 100 base 100 base 100 h-1 h-1 bar bar °C ° C base 100 base 100 base 100 base 100 Exemple 1 Example 1 65 65 35 35 1 1 150 150 395 395 12,3 12.3 22,8 22.8 5,3 5.3 Exemple 2 Example 2 81 81 44 44 1,25 1.25 150 150 400 400 13,1 13.1 30,9 30.9 6,2 6.2

Tableau 3 : Conditions opératoires des étapes c) et d) pour les deux exemplesTable 3: Operating conditions of steps c) and d) for the two examples

En comparant l’exemple 1 et l’exemple 2, on voit clairement que les puretés des fiouls produits sont les mêmes, mais les quantités ont varié d’une façon non linéaire.By comparing Example 1 and Example 2, it is clear that the purities of the fuel oils produced are the same, but the quantities have varied in a non-linear manner.

Dans l’exemple 1, il y a 5 fois plus de fioul 1 produit que de fioul 2, contre 6 fois plus pour l’exemple 2.In example 1, there is 5 times more fuel oil 1 than fuel oil 2, compared to 6 times more for example 2.

Claims

1. Method for converting a heavy hydrocarbon feedstock into fuels of different sulfur contents, said feedstock containing at least one fraction of hydrocarbons having a sulfur content of at least 0.1% by weight, a metal content of at least 10 ppm, an initial boiling temperature of at least 340 ° C, and a final boiling temperature of at least 600 ° C, the process comprising the following steps:

a) a step of hydrodemetallization in permutable reactors in which the hydrocarbon feedstock is brought into contact with hydrogen on a hydrodemetallization catalyst, under the following operating conditions:

- temperature between 300 ° C and 500 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C, and below

- absolute pressure between 5 MPa and 35 MPa, preferably between 11 MPa and 26 MPa, preferably between 14 MPa and 20 MPa,

- WH, (defined as the volumetric flow rate of the feed divided by the total volume of the catalyst), between 0.1 h ' ¹ and 5 h' ¹ , preferably between 0.15 h ' ¹ and 4 h' ¹ , and more preferably between 0.2 h ' ¹ and 4 h' ¹ ,

- quantity of hydrogen mixed with the charge between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid charge, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1000 Nm3 / m3,

b) a hydrotreatment step in a fixed bed of the effluent from step a) of hydrodemetallization in the presence of hydrogen and with a hydrodemetallization catalyst, carried out under the following operating conditions:

- temperature between 300 ° C and 500 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C,

- absolute pressure between 5 MPa and 35 MPa, preferably between

11 MPa and 26 MPa, preferably between 14 MPa and 20 MPa,

- WH, (defined as the volumetric flow rate of the feed divided by the total volume of the catalyst), between 0.1 h ' ¹ and 5 h' ¹ , preferably between 0.1 h ' ¹ and 4 h' ¹ , and more preferably between 0.2 h ' ¹ and 4 h' ¹ .

- quantity of hydrogen mixed with the charge between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid charge, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1500 Nm3 / m3,

c) a first step of separation of the effluent from step b) of hydrotreatment comprising a gas-liquid separation followed by an atmospheric fractionation making it possible to obtain at least one section of the atmospheric residue type, said fractionation atmospheric being followed by vacuum fractionation allowing a vacuum distillate type cut and a vacuum residue type cut corresponding to a fuel (fuel) with a sulfur content of 3.5%, and generating a first fraction of a gas containing hydrogen which is recycled in steps a) and / or b) and / or d),

d) a hydrocracking step of at least part of the vacuum distillate fraction resulting from step c), in the presence of hydrogen and operating with at least one bifunctional type hydrocracking catalyst under the following operating conditions:

- temperature between 340 ° C and 480 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C,

- absolute pressure between 5 MPa and 25 MPa, preferably between 8 MPa and 20 MPa, preferably between 10 MPa and 18 MPa.

- WH, (defined as the volumetric flow rate of the charge divided by the total volume of the catalyst), between 0.1 h ' ¹ and 3 h' ¹ , preferably between 0.1 h ' ¹ and 2 h' ¹ .

- quantity of hydrogen mixed with the charge between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid charge, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1500 Nm3 / m3.

e) a second step of separation of the effluent from step d) of hydrocracking of vacuum distillate making it possible to obtain at least one atmospheric distillate fraction, a second fuel (fuel2) with sulfur content of 0.1 % or 0.5%, and generating a second fraction of a gas containing hydrogen, which is recycled in steps a) or b) or d).

2. Method according to claim 1, in which the catalytic volume used during step a) of hydrodemetallization consists of at least 90% of hydrodemetallization catalysts containing less than 12% of MoO3, and of which the pore volume contains more than 5% macroporosity.

3. Method according to claim 1, wherein the catalytic volume used during step b) of hydrotreatment consists of at least 50% of hydrodemetallization catalysts containing less than 12% of MoO3, and the pore volume contains more than 5% macroporosity.

4. Method according to claim 1, in which the catalytic volume used during step d) of hydrocracking consists of at least 30% of hydrocracking catalysts of the bi-functional type.

5. Method according to claim 1, in which the catalytic volume used during step d) of hydrocracking consists of at least 30% of hydrotreatment catalysts containing more than 14% of MoO3, and of which the pore volume comprises less than 1% of macroporosity, and at least 30% of hydrocracking catalysts of bi-functional type.

6. The method of claim 1, wherein the catalytic volume used during step a) of hydrodemetallization consists of at least 90% of hydrodemetallization catalysts containing less than 12% of MoO3, and of which the pore volume contains more than 15% macroporosity.

7. Method according to any one of claims 1 to 6, in which a co-charge of the vacuum distillate type is introduced at the input of step d) of hydrocracking.