FR3074176A1 - Procede de prodction d'aromatiques avec extraction avant aromatisation - Google Patents
Procede de prodction d'aromatiques avec extraction avant aromatisation Download PDFInfo
- Publication number
- FR3074176A1 FR3074176A1 FR1761374A FR1761374A FR3074176A1 FR 3074176 A1 FR3074176 A1 FR 3074176A1 FR 1761374 A FR1761374 A FR 1761374A FR 1761374 A FR1761374 A FR 1761374A FR 3074176 A1 FR3074176 A1 FR 3074176A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- stream
- catalyst
- catalytic reforming
- unit
- sent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 12
- 238000005899 aromatization reaction Methods 0.000 title 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 claims abstract description 50
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 39
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 24
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 61
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 32
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 30
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 16
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 claims description 6
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 5
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 5
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 claims description 5
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 4
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052692 Dysprosium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052769 Ytterbium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 claims description 3
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- -1 clays Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N dysprosium atom Chemical compound [Dy] KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010931 gold Substances 0.000 claims description 3
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical compound [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 3
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004332 silver Substances 0.000 claims description 3
- NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N ytterbium Chemical compound [Yb] NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N yttrium atom Chemical compound [Y] VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 3
- GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce] GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 21
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 5
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 description 3
- 239000007848 Bronsted acid Substances 0.000 description 2
- URLKBWYHVLBVBO-UHFFFAOYSA-N Para-Xylene Chemical group CC1=CC=C(C)C=C1 URLKBWYHVLBVBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 2
- ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce][Ce] ZMIGMASIKSOYAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N cumene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1 RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000686 essence Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002846 Pt–Sn Inorganic materials 0.000 description 1
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical group C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000006900 dealkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007323 disproportionation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000895 extractive distillation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000007327 hydrogenolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 1
- 229910052747 lanthanoid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002602 lanthanoids Chemical class 0.000 description 1
- 238000000622 liquid--liquid extraction Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010555 transalkylation reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G61/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen
- C10G61/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only
- C10G61/04—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only the refining step being an extraction
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G61/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen
- C10G61/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen plural serial stages only
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/38—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals
- B01J23/40—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of noble metals of the platinum group metals
- B01J23/42—Platinum
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G35/00—Reforming naphtha
- C10G35/04—Catalytic reforming
- C10G35/06—Catalytic reforming characterised by the catalyst used
- C10G35/085—Catalytic reforming characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
- C10G49/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
- C10G49/08—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used containing crystalline alumino-silicates, e.g. molecular sieves
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1096—Aromatics or polyaromatics
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4012—Pressure
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/30—Aromatics
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Procédé de production de composés aromatiques C6-C7 à partir d'une charge hydrocarbonée de type naphta comprenant les étapes suivantes : a) on envoie ladite charge (1) dans une première unité de fractionnement (2) afin d'obtenir un flux supérieur (3) comprenant des composés hydrocarbonés C6 et C7 et un flux inférieur (4) comprenant des composés hydrocarbonés C8 à C10 ; b) on envoie le flux supérieur (3) et un flux (12) comprenant des composés aromatiques C6 et C7 obtenu à l'issu de l'étape e) dans une unité d'extraction des aromatiques (5) pour obtenir une base aromatique (6) et un effluent liquide (7) ; c) on envoie l'effluent liquide (7) dans une première unité de reformage catalytique (8) pour obtenir un premier effluent de reformat (9) ; d) on envoie ledit premier effluent de reformat (9) dans une section de séparation de reformat (10) pour obtenir un premier flux (11) comprenant des composés hydrocarbonés en C5- et un second flux (12) comprenant des composés aromatiques en C6 et C7 ; e) on recycle le second flux (12) comprenant des composés aromatiques en C6 et C7 à l'étape b).
Description
PROCEDE DE PRODCTION D’AROMATIQUES AVEC EXTRACTION AVANT AROMATISATION
Domaine technique
La présente invention concerne le domaine des procédés de production de composés aromatiques, et plus particulièrement, les composés aromatiques de type benzène, toluène et xylène par reformage catalytique d’une charge hydrocarbonée de type naphta.
Etat de l’art
Généralement, l’objectif d’une unité de reformage catalytique est de convertir les composés naphténiques et paraffiniques (n-paraffines et iso-paraffines) en composés aromatiques. Les principales réactions mises en jeu sont la déshydrogénation des naphtènes et la déshydrocyclisation des paraffines en aromatiques, l’isomérisation des paraffines et des naphtènes. D’autres réactions dites « parasites >> peuvent également se produire telles que l’hydrocraquage et l’hydrogénolyse des paraffines et des naphtènes, l’hydro-déalkylation des alkyl-aromatiques donnant lieu à des composés légers et des aromatiques plus légers, ainsi que la formation de coke à la surface des catalyseurs.
Les charges typiquement envoyées dans une unité de reformage catalytique sont riches en composés paraffiniques et naphténiques et relativement pauvres en composés aromatiques. Ce sont généralement des naphtas issus de la distillation de pétrole brut ou des condensats de gaz naturel. D’autres charges peuvent également être disponibles, contenant des teneurs variables en aromatiques, à savoir les naphtas lourds de craquage catalytique, de cokéfaction, d’hydrocraquage, ou encore les essences de vapocraquage.
Pour une application en pétrochimie, les performances recherchées sont le rendement en aromatiques ainsi que la distribution des aromatiques produits. Les composés aromatiques sont généralement traités dans un complexe aromatique afin de maximiser la production d’un ou plusieurs produits, le plus souvent les xylènes et le benzène. Le toluène et les aromatiques plus lourds peuvent être valorisés pour la constitution de bases essence ou par la production de mélange de xylènes. La production de composés aromatiques C6-C7 permet notamment l’amélioration de l'indice d'octane de l'essence, et/ou permet d’augmenter l'offre en benzène, en toluène et en xylènes. Afin de maximiser la production de composés aromatiques C6-C7 par reformage catalytique, la présence d’un système catalytique spécifique comprenant généralement un métal catalytiquement actif (généralement le platine) et une zéolithe non acide est utilisé.
Il existe de nombreux procédés connus qui ont pour but de maximiser la production des composés aromatiques C6-C7. Par exemple, la demande de brevet US2012/0277505 divulgue un procédé d’amélioration de la production de benzène et de toluène à partir d’une charge de type naphta comprenant les étapes suivantes :
- on envoie un courant de naphta dans une unité de fractionnement, générant un premier flux comprenant des hydrocarbures C7 et plus légers, et un deuxième flux comprenant des hydrocarbures plus lourds ;
- on envoie le premier flux dans une première unité de reformage générant un premier effluent ;
- on envoie le second flux dans une seconde unité de reformage, à une température supérieure à la température appliquée dans la première unité de reformage, générant un deuxième effluent ;
- on envoie le premier effluent et le second effluent dans une colonne de séparation de reformat, créant ainsi un flux de tête et un flux de fond ;
- on envoie le flux de tête dans une unité de purification de composés aromatiques, créant ainsi un courant d'aromatiques purifié comprenant des composés aromatiques C6 et C7, et un courant de raffinât,
- on recycle le courant de raffinât dans la première unité de reformage.
Un tel procédé permet une production accrue d'hydrocarbures aromatiques, et en particulier de benzène et de toluène, à partir d'un courant d'alimentation de naphta. Plus particulièrement, l’étape de recyclage du raffinât et le repositionnement de l'unité d'extraction d'aromatiques par rapport aux deux unités de reformage catalytique situées en parallèle permet de générer une augmentation de 25% des rendements en benzène et une augmentation d'environ 10% des rendements en toluène.
Les catalyseurs usuellement utilisés pour le reformage catalytique des coupes hydrocarbonés C7 et plus légers comprennent généralement une phase active à base d’un métal du groupe VIII supporté sur zéolite. Cependant, de tels catalyseurs sont très sensibles et peuvent être rapidement désactivés par la formation de dépôts carbonés (ou « coke ») lors de la réaction de reformage. Le « coke » est en effet responsable de la désactivation des zéolithes, notamment en désactivant les centres actifs (sites acides de Bronsted) de différentes manières : en s’y adsorbant plus fortement que les molécules de réactif, en réagissant avec eux, ou encore en bloquant de manière stérique leur accès.
Un but de l’invention est de fournir un procédé de production de composés aromatiques, notamment de benzène et toluène, par reformage catalytique d’une charge de type naphta, tout en limitant la désactivation des catalyseurs de reformage catalytique zéolitique.
La Demanderesse a découvert de manière surprenante qu’il est possible de limiter la désactivation des catalyseurs de reformage catalytique supportés sur zéolithe dans un procédé d’extraction de composés aromatiques, notamment le benzène et le toluène, par un enchaînement judicieux d’étapes de procédé permettant de diminuer la teneur en composés aromatiques en entrée du reformage catalytique. En effet, selon la charge d’hydrocarbures à traiter, la concentration initiale en composés aromatiques peut être plus ou moins élevée, notamment dans les naphtas lourds de craquage catalytique, de cokéfaction, d’hydrocraquage, ou encore les essences de vapocraquage, ce qui peut engendrer des réactions « parasites » lors de l’étape de reformage catalytique, et notamment des réactions engendrant la formation de coke.
Objets de l’invention
La présente invention a pour objet un procédé de production de composés aromatiques C6C7 à partir d’une charge hydrocarbonée de type naphta comprenant les étapes suivantes :
a) on envoie ladite charge dans une première unité de fractionnement afin d’obtenir un flux supérieur comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C6 et C7 et un flux inférieur comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C8 à C10 ;
b) on envoie le flux supérieur et un flux comprenant majoritairement des composés aromatiques C6-C7 obtenu à l’issu de l’étape e) dans une unité d’extraction des aromatiques pour obtenir une base aromatique et un effluent liquide ;
c) on envoie l’effluent liquide dans une première unité de reformage catalytique pour obtenir un premier effluent de reformat ;
d) on envoie ledit premier effluent de reformat dans une section de séparation de reformat pour obtenir un premier flux comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C5- et un second flux comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 ;
e) on recycle au moins en partie le second flux comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 à l’étape b).
De préférence, l’étape de reformage catalytique de l’effluent liquide dans la première unité de reformage catalytique est réalisé à une température comprise entre 400 et 600°C, une pression comprise entre 0,1 et 3 MPa, le rapport molaire entre l’hydrogène et les hydrocarbures de l’effluent liquide est compris entre 0,8 et 8 mole/mole, le débit massique de flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure est compris entre 1 et 10 h-1.
Avantageusement, on envoie le flux inférieur comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C8 à C10 dans une deuxième unité de reformage catalytique pour obtenir un deuxième effluent de reformat.
De préférence, l’étape de reformage catalytique du flux inférieur dans la deuxième unité de reformage catalytique est réalisé à une température comprise entre 400 et 600°C, une pression comprise entre 0,1 et 3 MPa, le rapport molaire entre l’hydrogène et les hydrocarbures du flux inférieur est compris entre 0,8 et 8 mole/mole, le débit massique de flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure est compris entre 1 et 10 h-1.
Avantageusement, on envoie ledit deuxième effluent de reformat dans ladite section de séparation de reformat ensemble avec ledit premier effluent de reformat.
De préférence, on réalise entre les étapes a) et b) une étape d’hydrodésulfuration du flux supérieur dans une unité d’hydrotraitement.
Avantageusement, on réalise une étape d’hydrodésulfuration du flux inférieur dans une unité d’hydrotraitement située en amont du deuxième réacteur de reformage catalytique.
De préférence, la première unité de reformage catalytique comprend un catalyseur comportant une phase active comprenant au moins un métal choisi parmi le platine, le zinc ou le molybdène, pris seuls ou en mélange, un support comprenant une zéolite choisie parmi une zéolite L, une zéolite X, une zéolite Y, une zéolithe ZSM-5, et éventuellement un liant choisi parmi les aluminosilicate, l’alumine, la silice, les argiles, les carbures de silicium.
Plus préférentiellement, le catalyseur comprend une phase active comprenant du platine.
Plus préférentiellement, la zéolithe est une zéolite L.
Avantageusement, le liant est la silice.
De préférence, le catalyseur comprend en outre au moins un métal dopant choisi dans le groupe formé par le gallium, l’or, le nickel, le rhénium, le baryum, l’argent, le fer, le bismuth, l’indium, l’yttrium, le cérium, le dysprosium, l’ytterbium, pris seuls ou en mélange.
Avantageusement, le catalyseur comprend en outre au moins un halogène choisi parmi le chlore ou le fluor.
De préférence, la seconde unité de reformage catalytique comprend un catalyseur comprenant une phase active comprenant au moins un métal choisie parmi le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium, l’iridium ou le platine, au moins un promoteur choisi parmi le rhénium, l’étain, le germanium, le cobalt, le nickel, l’iridium, le rhodium ou le ruthénium, et un support à base d’alumine, de silice-alumine ou de silice.
Description des figures
La figure 1 est une représentation schématique d’un premier mode de réalisation du procédé selon l’invention.
La figure 2 est une représentation schématique d’un deuxième mode de réalisation du procédé selon l’invention.
La figure 3 est une représentation schématique du procédé selon l’art antérieur.
Description détaillée de l’invention
Définitions
L’unité d’extraction des aromatiques désigne une combinaison de différentes unités de fractionnement que ce soit par adsorption, distillation, distillation extractive, extraction liquide-liquide, ou cristallisation, et/ou d’unités de conversion que ce soit de réarrangement des aromatiques tels que les procédés de transalkylation ou de disproportionation, sélective ou non, les unités de dé-alkylation ou d’alkylation des aromatiques, ou encore les unités d’isomérisation des xylènes avec ou non dé-alkylation de l’ethylbenzène. Les produits d’un complexe aromatique sont principalement les intermédiaires pétrochimiques appelés ici “bases aromatiques comme le benzène, le paraxylène, l’ortho-xylène, le metha-xylène, la coupe de xylènes, l’ethylbenzène, le styrène monomère, le cumène ou les alkylbenzènes linéaires, ou encore les ingrédients pour constituer les bases essence tels que le toluène, ou une coupe d’aromatiques lourds. En cas de besoin, la charge entrant au complexe aromatique pourra être hydrotraitée.
Par coupe hydrocarbonée Cn, on entend une coupe comprenant des hydrocarbures à n atomes de carbone.
Par coupe Cn+ on entend une coupe comprenant des hydrocarbures à au moins n atomes de carbone.
Par coupe Cn. on entend une coupe comprenant des hydrocarbures à au plus n atomes de carbone.
Enfin, dans la suite, les groupes d'éléments chimiques sont donnés selon la classification CAS (CRC Handbook of Chemistry and Physics, éditeur CRC press, rédacteur en chef D.R. Lide, 81ème édition, 2000-2001). Par exemple, le groupe IB selon la classification CAS correspond aux métaux de la colonne 11 selon la nouvelle classification IUPAC.
Description
La présente invention concerne un procédé de production de composés aromatiques, et notamment de benzène et de toluène, à partir d’une coupe naphta comprenant majoritairement des hydrocarbures en C6 à C10. Selon l’invention, le procédé comprend les étapes suivantes.
a) on envoie ladite charge dans une première unité de fractionnement afin d’obtenir un flux supérieur comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C6 et C7 et un flux inférieur comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C8 à C10 ;
b) on envoie le flux supérieur et un flux comprenant majoritairement des composés aromatiques C6-C7 obtenu à l’issu de l’étape e) dans une unité d’extraction des aromatiques pour obtenir une base aromatique et un effluent liquide ;
c) on envoie l’effluent liquide dans une première unité de reformage catalytique pour obtenir un premier effluent de reformat ;
d) on envoie l’effluent de reformat dans une section de séparation de reformat pour obtenir un premier flux comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C5- et un second flux comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 ;
e) on recycle au moins en partie le second flux comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 à l’étape b).
L’étape de reformage catalytique dans la première unité de reformage est réalisée dans des conditions opératoires ajustées pour favoriser les réactions de déhydrocyclisation et afin de limiter les réactions parasites. Typiquement, la pression utilisée est généralement comprise entre 0,1 et 3 MPa, le ratio molaire hydrogène/hydrocarbures de l’effluent liquide (H2/HC) est généralement compris entre 1:1 à 10:1, de préférence entre 2:1 et 6:1. La température est généralement comprise entre 400 et 600 °C, de préférence entre 470 et 570 °C. Le débit massique du flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure (P.P.H.) est généralement compris entre 0,1 et 10 h’1, de préférence entre 0,5 et 6h_1.
L’étape c) de reformage catalytique est réalisée en présence d’un catalyseur comportant une phase active comprenant au moins un métal choisi parmi le platine, le zinc ou le molybdène, pris seuls ou en mélange, et un support comprenant une zéolite et éventuellement un liant. Plus préférentiellement, le métal est le platine.
Typiquement, le catalyseur contient une quantité de métal comprise entre 0,02 à 2 % poids, de manière préférée entre 0,05 et 1,5 % poids, de manière encore plus préférée entre 0,1 et 0,8 % poids par rapport au poids total du catalyseur.
Plus particulièrement, la zéolite est choisie parmi une zéolite L, une zéolite X, une zéolite Y, une zéolithe ZSM-5. Plus préférentiellement, la zéolithe est une zéolithe L.
De préférence, le liant est choisi parmi les aluminosilicate, l’alumine, la silice, les argiles, les carbures de silicium, pris seuls ou en combinaison. Plus préférentiellement, le liant est choisi parmi la silice.
Le catalyseur peut également comprendre au moins un métal dopant choisi dans le groupe formé par le gallium, l’or, le nickel, le rhénium, le baryum, l’argent, le fer, le bismuth, l’indium, l’yttrium, les lanthanides (cérium, le dysprosium, l’ytterbium), pris seuls ou en mélange. La teneur de chaque métal dopant est comprise par rapport au poids total du catalyseur entre 0 à 2 % en poids, de préférence de 0,01 à 1% en poids, de préférence entre de 0,01 à 0,7% en poids par rapport au poids total du catalyseur.
Le catalyseur peut également comprendre au moins un halogène utilisé pour acidifier le support d'alumine. La teneur en halogène peut représenter entre 0,1 à 15% en poids par rapport au poids total du catalyseur, de préférence 0,2 à 5 % par rapport au poids total du catalyseur. De préférence, on utilise un seul halogène, en particulier le chlore ou le fluor. Lorsque le catalyseur comprend un seul halogène qui est le chlore ou le fluor, la teneur en chlore est comprise entre 0,5 et 2 % poids par rapport au poids total du catalyseur.
Le catalyseur peut également comprendre un métal alcalin dans des proportions de l'ordre de 0,1 à 3 % poids par rapport au poids total du catalyseur. De préférence, le métal alcalin est le potassium.
Dans le mode de réalisation particulier dans lequel on réalise une étape de reformage catalytique du flux inférieur comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C8 à C10 dans une deuxième unité de reformage catalytique dédiée, ladite étape de reformage est réalisée en présence d’un catalyseur comprenant une phase active comprenant au moins un métal choisi parmi le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium, l’iridium ou le platine, et au moins un promoteur choisi parmi le rhénium, l’étain, le germanium, le cobalt, le nickel, l’iridium, le rhodium ou le ruthénium. De préférence le catalyseur comprend une phase active comprenant du platine et de l’étain. La quantité de métal est comprise entre 0,02 à 2 % poids, de manière préférée entre 0,05 et 1,5 % poids, de manière encore plus préférée entre 0,1 et 0,8 % poids par rapport au poids total du catalyseur. De préférence, le catalyseur comprend un support choisi à base d’alumine, de silice-alumine ou de silice. De préférence, le support est à base d’alumine. La ou les alumines du support poreux utilisé dans le catalyseur sont de type χ, η, γ ou δ. De manière préférée, elles sont de type γ ou δ. De manière encore plus préférée, elles sont de type γ. L’étape de reformage catalytique est réalisée à une pression généralement comprise entre 0,1 et 3 MPa, de préférence entre 0,3 et 2,5 MPa, un ratio molaire hydrogène/hydrocarbures H2/HC généralement compris entre 0,8 et 8 mole/mole, une température généralement comprise entre 400 et 600 °C, de préférence entre 470 et 570°C, et un débit massiquede flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure compris entre 0,1 et 10 h’1, de préférence entre 0,5 et 6 h’1.
L’invention va maintenant être décrite en détail en se basant sur les figures 1 et 2 présentant des modes de réalisation particulièrement avantageux. Bien que ces modes de réalisation soient fournis pour illustrer la présente invention, ils ne visent aucunement à en limiter sa portée.
En se reportant à la figure 1, illustrant de manière non limitative un premier mode de réalisation du procédé selon l’invention, on envoie une charge 1 de type naphta comprenant des hydrocarbures en C6 à C10 dans une colonne de séparation 2 pour obtenir un flux supérieur 3 comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C6 et C7 et un flux inférieur 4 comprenant majoritairement des composés en C8 à C10. Le flux inférieur 4 comprend moins de 10 % en volume de composés C7-. Le flux supérieur 3 est envoyé éventuellement dans une unité d’hydrodésulfuration (hydrotraitement) 13 puis le flux supérieur, éventuellement hydrodésulfuré, est envoyé dans une unité d’extraction des aromatiques 5 pour former un flux de composés aromatiques purifié 6 et un effluent liquide 7 qui est envoyé dans une unité de reformage catalytique 8, comprenant un catalyseur comportant une phase active à base de platine et un support de type zéolite. Les conditions opératoires dans l’unité de reformage 8 sont les suivantes : la température est comprise entre 400 et 600°C, la pression est comprise entre0,5 et 2,5 MPa, le rapport molaire entre l’hydrogène et l’effluent liquide traité est compris entre 0,8 et 8 mole/mole, le débit massique de flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure (P.P.H.) est compris entre 1 et 10 h’1. L’effluent de reformat 9 est envoyé dans une section de séparation de reformat 10 afin d’obtenir un premier flux 11 comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C5- et un second flux 12 comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7. Le flux 12 comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 est ensuite recyclé en amont de l’unité d’extraction des aromatiques 5 via la ligne 15. Une purge 14 peut être prévue afin d'éviter l'accumulation desdits composés dans le procédé.
En se reportant à la figure 2, illustrant de manière non limitative un deuxième mode de réalisation du procédé selon l’invention, on envoie une charge 1 de type naphta comprenant des hydrocarbures en C6 à C10 dans une colonne de séparation 2 pour obtenir un flux supérieur 3 comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C6 et C7 et un flux inférieur 4 comprenant majoritairement des composés en C8 à C10. Le flux inférieur 4 comprend moins de 10 % en volume de composés C7-. Le flux supérieur 3 est envoyé éventuellement dans une unité d’hydrodésulfuration (hydrotraitement) 13 puis le flux supérieur, éventuellement hydrodésulfuré, est envoyé dans une unité d’extraction des aromatiques 5 pour former un flux de composés aromatiques purifié 6 et un effluent liquide 7 qui est envoyé dans une unité de reformage catalytique 8, comprenant un catalyseur comportant une phase active à base de platine et un support de type zéolite. Les conditions opératoires dans l’unité de reformage 8 sont les suivantes : la température est comprise entre 400 et 600°C, la pression est comprise entre0,3 et 2,5 MPa, le rapport molaire entre l’hydrogène et les hydrocarbures de l’effluent liquide est compris entre 0,8 et 8 mole/mole, le débit massique de flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure (P.P.H.) est compris entre 1 et 10 h’1. Le flux inférieur 4 est envoyé éventuellement dans une unité d’hydrodésulfuration (non représentée sur la figure 2) puis le flux inférieur, éventuellement hydrodésulfuré, est envoyé dans une deuxième unité de reformage catalytique 16, comprenant un catalyseur bi-fonctionnel comportant une phase active à base de platine et d’étain (Pt-Sn) supportée sur alumine. Les conditions opératoires dans la deuxième unité de reformage 16 sont les suivantes : la température est comprise entre 400 et 600 °C, la pression est comprise entre 0,5 et 2,5 MPa, le rapport molaire entre l’hydrogène et les hydrocarbures du flux inférieur (éventuellement désulfuré) est compris entre 0,8 et 8 mole/mole, le débit massique du flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure (P.P.H.) est compris entre 1 et 10 h-1. Le premier reformat 9 issu de la première unité de reformage 8 et le deuxième reformat 17 issu de la deuxième unité de reformage 16 sont ensuite combinés entre eux pour former un flux de reformat 18 qui est ensuite envoyé dans une section de séparation 10 (non détaillée sur la figure) afin d’obtenir un premier un flux 11 comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C5-, un second flux 12 comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7, et un troisième flux 19 comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C8+. Le second flux 12 comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 est ensuite recyclé en amont de l’unité d’extraction des aromatiques 5 via la ligne 15. Une purge 14 peut être prévue afin d'éviter l'accumulation desdits composés dans le procédé.
Exemples
L’exemple qui suit compare deux schémas de procédé : un schéma non conforme à l’invention comprenant une unité d’extraction des aromatiques située en aval de l’unité de reformage catalytique (cf. figure 3) et un schéma conforme à l’invention comprenant une unité d’extraction des aromatiques située en amont de l’unité de reformage catalytique (cf. figures 1 ou 2).
Pour chaque schéma selon l’art antérieur et selon l’invention, les unités de reformage catalytique et les unités d’extraction des aromatiques sont identiques.
Dans tous les cas, la charge naphta considérée est la suivante :
- densité à 15°C= 0,758 kg/drri3 ;
- répartition massique : 49,55% poids de paraffines, 2,7% poids naphtènes, 47,7% poids d’aromatiques par rapport au poids total de la charge.
Exemple 1 : Procédé de reformaqe selon l’art antérieur
Le schéma du procédé selon l’art antérieur correspond à la figure 3.
Dans le schéma selon l’art antérieur, la charge 1 naphta comprenant des hydrocarbures en C6 à C10 est envoyée dans une colonne de séparation 20 pour obtenir un flux supérieur 30 comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C6 et C7 et un flux inférieur 40 comprenant majoritairement des composés en C8 à C10. Le flux inférieur 40 comprend moins de 10 % en volume de composés C7-. Le flux supérieur 30 est envoyé dans une unité de reformage catalytique 50 comprenant cinq réacteurs en série, comprenant un catalyseur comportant une phase active à base de platine et un support de type zéolite L.
Les conditions opératoires ci-dessous, représentent les conditions opératoires utilisées en unité pilote pour la première unité de reformage 50 :
Température = 470°C ;
Pression = 0,39 MPa ;
P.P.H. = 1 h'1 ;
H2/HC=1,5.
Le catalyseur utilisé dans la première unité de reformage catalytique est un catalyseur à base de platine (0,3% en poids de Pt par rapport au poids total du catalyseur) supportée sur une zéolite L.
Le reformat 60 issu de la première unité de reformage 50 est envoyé dans une colonne de séparation de reformat 70 afin d’obtenir un flux de tête 80 comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C5- et un flux de fond 90 comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7. Le flux de fond 90 est ensuite envoyé dans une unité d’extraction des aromatiques 100 pour former un flux de composés aromatiques purifié 110 et un effluent liquide 120 dont une partie est recyclée vers l’unité de reformage catalytique 50 via la ligne 140. L’autre partie du flux 120 est évacué du procédé via la ligne 130.
Dans le procédé selon l’art antérieur (figure 3) l’unité d’extraction des aromatiques 100 est située en aval de l’unité de reformage catalytique 50 (dans le sens de la circulation des fluides) et non pas en amont de l’unité de reformage catalytique comme cela est le cas dans le cadre du procédé selon l’invention.
Exemple 2 : Procédé de reformage selon l’invention
Le schéma du procédé selon l’invention de l’exemple 2 correspond à celui décrit en figure 1.
Les conditions opératoires ci-dessous, représentent les conditions opératoires utilisées en unité pilote pour la première unité de reformage 5, comprenant cinq réacteurs de reformage en série:
Température = 470°C ;
Pression = 0,39 MPa ;
P.P.H. = 1 h'1 ;
H2/HC=1,5.
Le catalyseur utilisé dans la première unité de reformage catalytique est un catalyseur à base de platine (0,3% en poids de Pt par rapport au poids total du catalyseur) supportée sur une zéolite L.
Exemple 3 : Evaluation du taux de coke
Dans le cadre de l’exemple 1 non-conforme à l’invention et de l’exemple 2 conforme à l’invention, on simule de façon accélérée sur une unité pilote en condition isotherme la formation de coke obtenue sur le catalyseur utilisé dans la première unité de reformage catalytique par rapport à un procédé réalisé à l’échelle industrielle. Le test est réalisée en une durée limitée (dans le présent exemple une durée de 15 jours). Ce test simule ainsi un vieillissement accéléré du catalyseur.
Le test a été réalisé en opérant à une température de 470°C, une pression de 0,39 MPa, un débit massique de flux à traiter dans la première unité de reformage de 1 h-1 pendant une durée de 15 jours. Le taux de coke mesurée sur le catalyseur après 15 jours de test est représenté dans le tableau 1 ci-après.
| Selon l’art antérieur (Figure 3) | Selon l’invention (Figure 1) | |
| % poids de coke | 2,0 % | 1,3% |
Tableau 1 : Evaluation du taux de coke
Le taux de coke formé sur le catalyseur de la première unité de reformage dans le cadre du procédé selon l’invention (1,3% en poids par rapport au poids total du catalyseur) est inférieur à celui formé sur le catalyseur de la première unité de reformage dans le cadre du procédé selon l’art antérieur (2,0% en poids de coke par rapport au poids total du catalyseur). La diminution de la formation de coke sur la catalyseur dans le cadre du procédé selon l’invention est dû principalement au positionnement bien particulier de l’unité d’extraction des aromatiques en amont de l’unité de reformage catalytique, ce qui permet d’extraire les composés aromatiques déjà présents initialement dans la charge naphta et donc permet de réduire la formation de coke sur les catalyseurs de reformage zéolitique. Le « coke >> est en effet responsable de la désactivation des zéolithes, notamment en désactivant les centres actifs (sites acides de Bronsted) de différentes manières : en s’y adsorbant plus fortement que les molécules de réactif, en réagissant avec eux, ou encore en bloquant stériquement leur accès.
Claims (14)
1. Procédé de production de composés aromatiques C6-C7 à partir d’une charge hydrocarbonée de type naphta comprenant les étapes suivantes :
a) on envoie ladite charge (1) dans une première unité de fractionnement (2) afin d’obtenir un flux supérieur (3) comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C6 et C7 et un flux inférieur (4) comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C8 à C10 ;
b) on envoie le flux supérieur (3) et un flux (12) comprenant majoritairement des composés aromatiques C6-C7 obtenu à l’issu de l’étape e) dans une unité d’extraction des aromatiques (5) pour obtenir une base aromatique (6) et un effluent liquide (7) ;
c) on envoie l’effluent liquide (7) dans une première unité de reformage catalytique (8) pour obtenir un premier effluent de reformat (9) ;
d) on envoie ledit premier effluent de reformat (9) dans une section de séparation de reformat (10) pour obtenir un premier flux (11) comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C5- et un second flux (12) comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 ;
e) on recycle au moins en partie le second flux (12) comprenant majoritairement des composés aromatiques en C6 et C7 à l’étape b).
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le reformage catalytique de l’effluent liquide dans la première unité de reformage catalytique est réalisé à une température comprise entre 400 et 600 °C, une pression comprise entre 0,1 et 3 MPa, le rapport molaire entre l’hydrogène et les hydrocarbures de l’effluent liquide est compris entre 0,8 et 8 mole/mole, le débit massique de flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure est compris entre 1 et 10 h-1.
3. Procédé selon les revendications 1 ou 2, dans lequel on envoie le flux inférieur (4) comprenant majoritairement des composés hydrocarbonés en C8 à C10 dans une deuxième unité de reformage catalytique (16) pour obtenir un deuxième effluent de reformat (17).
4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel le reformage catalytique du flux inférieur (4) dans la deuxième unité de reformage catalytique est réalisé à une température comprise entre 400 et 600°C, une pressbn comprise entre 0,1 et 3 MPa, le rapport molaire entre l’hydrogène et les hydrocarbures du flux inférieur est compris entre 0,8 et 8 mole/mole, le débit massique de flux à traiter par unité de masse de catalyseur et par heure est compris entre 0,1 et 10 h’1.
5. Procédé selon les revendications 3 ou 4, dans lequel on envoie ledit deuxième effluent de reformat (17) dans ladite section de séparation de reformat (10) ensemble avec ledit premier effluent de reformat (9).
6. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel on réalise entre les étapes a) et b) une étape d’hydrodésulfuration du flux supérieur (3) dans une unité d’hydrotraitement (13).
7. Procédé selon l’une quelconque des revendications 3 à 6, dans lequel on réalise entre une étape d’hydrodésulfuration du flux inférieur (4) dans une unité d’hydrotraitement (19) située en amont du deuxième réacteur de reformage catalytique (16).
8. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel la première unité de reformage catalytique comprend un catalyseur comportant une phase active comprenant au moins un métal choisi parmi le platine, le zinc ou le molybdène, pris seuls ou en mélange, un support comprenant une zéolite choisie parmi une zéolite L, une zéolite X, une zéolite Y, une zéolithe ZSM-5, et éventuellement un liant choisi parmi les aluminosilicate, l’alumine, la silice, les argiles, les carbures de silicium.
9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel le catalyseur comprend une phase active comprenant du platine.
10. Procédé selon les revendications 8 ou 9, dans lequel la zéolithe est une zéolite L.
11. Procédé selon l’une quelconque des revendications 8 à 10, dans lequel le liant est la silice.
12. Procédé selon l’une quelconque des revendications 8 à 11, dans lequel le catalyseur comprend en outre au moins un métal dopant choisi dans le groupe formé par le gallium, l’or, le nickel, le rhénium, le baryum, l’argent, le fer, le bismuth, l’indium, l’yttrium, le cérium, le dysprosium, l’ytterbium, pris seuls ou en mélange.
13. Procédé selon l’une quelconque des revendications 8 à 12, dans lequel le catalyseur comprend en outre au moins un halogène choisi parmi le chlore ou le fluor.
14. Procédé selon l’une quelconque des revendications 3 à 13, dans lequel la seconde unité de reformage catalytique comprend un catalyseur comprenant une phase active comprenant au moins un métal choisi parmi le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium, l’iridium ou le platine, au moins un promoteur choisi parmi le rhénium, l’étain, le germanium, le cobalt, le nickel, l’iridium, le rhodium ou le ruthénium, et un support à base d’alumine, de silice-alumine ou de silice.
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1761374A FR3074176B1 (fr) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Procede de prodction d'aromatiques avec extraction avant aromatisation |
| PCT/EP2018/081581 WO2019105766A1 (fr) | 2017-11-29 | 2018-11-16 | Procede de production d'aromatiques avec extraction avant aromatisation |
| JP2020529158A JP7133623B2 (ja) | 2017-11-29 | 2018-11-16 | 芳香族化の前の抽出による芳香族化合物の製造方法 |
| US16/767,935 US11091705B2 (en) | 2017-11-29 | 2018-11-16 | Process for the production of aromatics with extraction before aromatization |
| KR1020207015281A KR20200092970A (ko) | 2017-11-29 | 2018-11-16 | 방향족화 전의 추출에 의한 방향족의 제조 방법 |
| EP18800660.5A EP3717597A1 (fr) | 2017-11-29 | 2018-11-16 | Procédé de production d'aromatiques avec extraction avant aromatisation |
| CN201880077419.3A CN111566189B (zh) | 2017-11-29 | 2018-11-16 | 在芳构化前进行提取的芳族化合物生产方法 |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1761374 | 2017-11-29 | ||
| FR1761374A FR3074176B1 (fr) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Procede de prodction d'aromatiques avec extraction avant aromatisation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3074176A1 true FR3074176A1 (fr) | 2019-05-31 |
| FR3074176B1 FR3074176B1 (fr) | 2020-06-26 |
Family
ID=61132659
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR1761374A Active FR3074176B1 (fr) | 2017-11-29 | 2017-11-29 | Procede de prodction d'aromatiques avec extraction avant aromatisation |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11091705B2 (fr) |
| EP (1) | EP3717597A1 (fr) |
| JP (1) | JP7133623B2 (fr) |
| KR (1) | KR20200092970A (fr) |
| CN (1) | CN111566189B (fr) |
| FR (1) | FR3074176B1 (fr) |
| WO (1) | WO2019105766A1 (fr) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2859173A (en) * | 1955-01-25 | 1958-11-04 | Texas Co | Method of treating a petroleum fraction with molecular sieve adsorbents |
| FR2925065A1 (fr) * | 2007-12-17 | 2009-06-19 | Inst Francais Du Petrole | Nouveau schema permettant d'optimiser la production d'essence a haut indice d'octane et la coproduction de bases aromatiques |
| US20120277505A1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-11-01 | Uop Llc | Process for increasing benzene and toluene production |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5980731A (en) * | 1997-11-07 | 1999-11-09 | Exxon Chemical Patents Inc. | Naphtha reforming catalyst and process |
| JP4812439B2 (ja) * | 2006-01-19 | 2011-11-09 | 石油コンビナート高度統合運営技術研究組合 | 石化ラフィネートからのベンゼン及びガソリン基材の製造方法 |
| JP6636287B2 (ja) * | 2015-09-25 | 2020-01-29 | Ｊｘｔｇエネルギー株式会社 | 改質ガソリンの製造方法 |
-
2017
- 2017-11-29 FR FR1761374A patent/FR3074176B1/fr active Active
-
2018
- 2018-11-16 CN CN201880077419.3A patent/CN111566189B/zh active Active
- 2018-11-16 EP EP18800660.5A patent/EP3717597A1/fr active Pending
- 2018-11-16 KR KR1020207015281A patent/KR20200092970A/ko not_active Application Discontinuation
- 2018-11-16 WO PCT/EP2018/081581 patent/WO2019105766A1/fr active Application Filing
- 2018-11-16 US US16/767,935 patent/US11091705B2/en active Active
- 2018-11-16 JP JP2020529158A patent/JP7133623B2/ja active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2859173A (en) * | 1955-01-25 | 1958-11-04 | Texas Co | Method of treating a petroleum fraction with molecular sieve adsorbents |
| FR2925065A1 (fr) * | 2007-12-17 | 2009-06-19 | Inst Francais Du Petrole | Nouveau schema permettant d'optimiser la production d'essence a haut indice d'octane et la coproduction de bases aromatiques |
| US20120277505A1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-11-01 | Uop Llc | Process for increasing benzene and toluene production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20200092970A (ko) | 2020-08-04 |
| JP7133623B2 (ja) | 2022-09-08 |
| WO2019105766A1 (fr) | 2019-06-06 |
| CN111566189B (zh) | 2023-01-10 |
| US11091705B2 (en) | 2021-08-17 |
| US20200339892A1 (en) | 2020-10-29 |
| CN111566189A (zh) | 2020-08-21 |
| FR3074176B1 (fr) | 2020-06-26 |
| JP2021504533A (ja) | 2021-02-15 |
| EP3717597A1 (fr) | 2020-10-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA033755B1 (ru) | Способ получения бтк из смешанного источника углеводородов с использованием каталитического крекинга | |
| US11591278B2 (en) | Integrated processes to produce gasoline blending components from light naphtha | |
| CN104711016B (zh) | 催化重整法 | |
| FR2925065A1 (fr) | Nouveau schema permettant d'optimiser la production d'essence a haut indice d'octane et la coproduction de bases aromatiques | |
| US20150065768A1 (en) | Systems and methods for xylene isomer production | |
| JP2017512228A (ja) | Ｃ５〜ｃ１２炭化水素混合物からｂｔｘを製造する方法 | |
| JP2011522927A (ja) | ハイオクタンガソリン製造用の接触改質方法 | |
| US9206362B2 (en) | Catalytic reforming process with dual reforming zones and split feed | |
| US9522858B2 (en) | Transalkylation system | |
| SG192048A1 (en) | Naphtha isomerisation on three catalytic reaction zones inside a distillation column | |
| WO2021162898A1 (fr) | Procédé et système d'hydrogénation de résidus de complexes aromatiques | |
| RU2708613C2 (ru) | Способы и устройства для интегрированного процесса изомеризации и платформинга | |
| WO2022025985A1 (fr) | Procédé de reformage catalytique de recyclage pour augmenter le rendement de composés aromatiques | |
| KR20190108593A (ko) | 용해된 수소를 함유하는 공급원료를 이용한 이성질화 공정 | |
| US20070167663A1 (en) | Isomerization of N-heptane in naphtha cuts | |
| FR3074176A1 (fr) | Procede de prodction d'aromatiques avec extraction avant aromatisation | |
| US9024099B2 (en) | Co-current catalyst flow with feed for fractionated feed recombined and sent to high temperature reforming reactors | |
| KR102456602B1 (ko) | C2 및 c3 탄화수소 제조 방법 | |
| US9150467B2 (en) | Processes and apparatuses for preparing aromatic compounds | |
| US11939537B2 (en) | Reforming process | |
| US11479730B1 (en) | Process for increasing the concentration of normal hydrocarbons in a stream | |
| WO2023117594A1 (fr) | Unité de production et de séparation des aromatiques avec valorisation d'un extrait et/ou d'un raffinat provenant d'un procédé d'extraction liquide-liquide | |
| US20240052248A1 (en) | Staged catalytic reforming process | |
| FR3014895A1 (fr) | Procede de reformage catalytique | |
| WO2020214872A1 (fr) | Procédés et systèmes de valorisation d'un flux de composés aromatiques lourds en charge pétrochimique |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20190531 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 5 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 6 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 7 |