FR3075808A1 - Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde - Google Patents

Abstract

L'invention porte sur un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée comprenant une étape a) d'hydrotraitement en lit fixe, de désasphaltage c) de la fraction lourde séparée b) de l'effluent issu de l'étape a) pour obtenir une fraction DAO et une fraction asphalte, une étape d'hydrocraquage en lit bouillonnant d), une étape de séparation e) de l'effluent issu de l'étape d), une étape de précipitation f) et une étape de séparation physique g) des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l'étape e), une étape de recyclage des sédiments séparés vers l'étape de désasphaltage c) et une étape de conditionnement i) de l'asphalte sous forme solide.

Description

Domaine de l'invention

La présente invention concerne le traitement des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées, des métaux et des asphaltènes. Elle concerne plus particulièrement un procédé de traitement de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de combustibles ou de bases de combustibles pour le transport ou la production d’énergie à teneur réduite en impuretés, et la production de distillais utilisables pour la pétrochimie et le transport, et dont les rendements peuvent être ajustés du fait de la flexibilité apportée par l’invention.

Contexte général

Les fractions utilisables comme combustibles marins ou bases de combustibles marins, par exemple des fiouls de soute ou des bases de fiouls de soute, doivent présenter une teneur réduite en impuretés, notamment en soufre, et répondre aux exigences de qualité des combustibles marins décrites dans la norme ISO 8217.

La spécification concernant le soufre s'attache en outre désormais aux émissions de SOx (Annexe VI de la convention MARPOL de l’Organisation Maritime Internationale) et se traduit par une recommandation en teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% poids en dehors des Zones de Contrôle des Emissions de Soufre (ZCES ou Emissions Control Areas / ECA en anglais) à l’horizon 2020-2025, et inférieure ou égale à 0,1% poids dans les ZCES.

Dans le domaine du traitement des fractions lourdes d'hydrocarbures, les procédés d’hydrotraitement et d’hydrocraquage permettent de réduire la teneur en impuretés tout en permettant une conversion plus ou moins poussée de la charge en produits plus légers.

Ces impuretés peuvent être des métaux, du soufre ou des oxydes de soufre, de l’azote, du carbone de Conradson. Les fractions lourdes d'hydrocarbures peuvent aussi contenir des asphlatènes, notamment des insolubles à l'heptane, également appelée asphaltènes C7. Les asphaltènes C7 sont des composés connus pour inhiber la conversion de coupes résiduelles, à la fois par leur aptitude à former des résidus hydrocarbonés lourds, communément appelés coke, et par leur tendance à produire des sédiments qui limitent fortement l'opérabilité des unités d'hydrotraitement et d'hydroconversion

Une autre recommandation très contraignante de la norme ISO 8217 est la teneur en sédiments après vieillissement selon la norme ISO 10307-2 (également connue sous le nom d’IP390) qui doit être inférieure ou égale à 0,1%. Cette teneur en sédiments après vieillissement est beaucoup plus contraignante que la teneur en sédiments selon ISO 10307-1 (connue sous le nom d’IP375). En plus des sédiments existants dans la coupe lourde en sortie du procédé (mesurés selon ISO 10307-1 également connue sous le nom d’IP375), il y a également, selon les conditions de conversion, des sédiments qualifiés de sédiments potentiels. Ces sédiments apparaissent généralement après un traitement physique, chimique et/ou thermique.

Dans les procédés de traitement de fractions lourdes d'hydrocarbures, il est connu de réaliser des opérations de désasphaltage. Le désasphaltage permet de séparer une fraction asphalte riche en asphaltènes d’une fraction huile désasphaltée, appelée DAO pour “DeAsphalted ON” selon la terminologie anglo-saxonne, à teneur fortement réduite en asphaltènes facilitant ainsi sa valorisation par craquage catalytique ou hydrocraquage. Par exemple, le brevet FR 2 753 983 décrit un procédé de conversion d’une fraction lourde d’hydrocarbures comportant une étape d’hydrotraitement en lit fixe, suivie d’une étape de désasphaltage du résidu sous vide obtenu après distillation atmosphérique et sous vide de l’effluent issu de l’hydrotraitement, la DAO étant ensuite envoyée à une étape d’hydrotraitement en lit bouillonnant. Un problème rencontré réside dans la valorisation de la fraction asphalte qui est souvent considéré comme un déchet, il y a donc un intérêt à limiter le rendement en asphalte. Une solution connue pour réduire la fraction DAO consiste en la mise en oeuvre d’un désasphaltage sélectif basé sur l’utilisation d’un mélange de solvants polaire et apolaire, tel que décrit dans le brevet FR 2 999 597. Le soutirage de cet asphalte présente également un problème d’opérabilité en raison de sa viscosité élevée. L’asphalte peut être caractérisé par son point de ramollissement. Un point de ramollissement de 160°C veut dire une viscosité à cette température de 1 million à 2 millions de centistokes (cSt) à cette température. On peut en déduire une viscosité de l’ordre de 500 cSt à la température de sortie d’une unité de stripage d’asphalte (ou « stripper » selon la terminologie anglo-saxonne) opérée à 280°C. Dans de telles conditions l’évacuation de l’asphalte et son écoulement vers une étape de valorisation de l’asphalte tel que le fluxage, la gazéification, la solidification etc. est imparfait (schéma classique où l’asphalte coule par gravité et par différence de pression entre les deux étapes stripage et solidification).

Il est également connu que la viscosité maximum pour le pompage de la fraction asphalte est de l’ordre de 2000 cSt, mais pour des raisons de fiabilité d’opération on recommande 200 cSt environ; les procédés pouvant fluctuer en température, il est souvent préférable d’opérer entre 10 à 50°C au-dessus de la température à laquelle la limite de pompabilité est atteinte (2000 cSt).

Ces problèmes posés limitent souvent la valorisation efficace de l’asphalte. L’état de la technique actuel ne permet pas d’extraire des asphaltes ayant un point de ramollissement supérieur à 160°C sous forme liquide, dans des condtions de fiabilité satisfaisantes par rapport au risque de bouchage des installations.

Objectifs et résumé de l'invention

La présente invention vise à surmonter les problèmes de l’art antérieur exposés ci-dessus, et notamment à fournir un procédé permettant une production flexible de bases de combustibles, en particulier de combustibles marins ou des bases de combustibles marins, par exemple des fiouls de soute ou base de fiouls de soute, à teneur réduite en impuretés, notamment en soufre, et répondant aux exigences de qualité des combustibles marins décrites dans la norme ISO 8217, couplée à une réduction de la fraction asphalte et une meilleure valorisation de celle-ci, en vue d’augmenter la rentabilité du procédé par rapport aux procédés connus. Par production flexible on entend essentiellement une production où la conversion peut être ajustée (le taux de conversion), et par conséquent le rapport entre produits légers et produits lourds.

Les combustibles et bases de combustibles produits par le procédé selon l’invention peuvent être dans le domaine du transport ou de la production d’énergie. Ils peuvent par exemple être utilisés en tant que carburants.

Un autre objectif du procédé selon l’invention est la co-production de distillais utilisables pour la pétrochimie et le transport, par exemple des distillats du type naphta, kérosène et/ou diesel.

Ainsi, pour atteindre au moins l'un des objectifs susvisés, parmi d’autres, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé de production de bases de combustibles comportant un enchaînement d’étapes spécifique comportant une étape d’hydrotraitement en lit fixe de manière à réduire les impuretés des produits issus du procédé, une étape de désasphaltage d’une fraction lourde issue de l’étape d’hydrotraitement lit fixe pour produire une fraction DAO et une fraction asphalte qui est conditionnée sous forme solide, et une étape d’hydrocraquage en lit bouillonnant de la fraction DAO à l’issue de laquelle on précipite et on récupère les sédiments de la coupe lourde obtenue pour les recycler à l’étape de désasphaltage.

Selon l’invention, l’étape de désasphaltage d’une fraction lourde issue de l’étape d’hydrotraitement est réalisée au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants et résulte en une fraction comprenant de l’asphalte et une fraction comprenant de la DAO. La réduction de la teneur en asphaltènes lors de l’étape d’hydrotraitement en lit fixe permet de réduire la quantité d’asphalte produite lors du désasphaltage. Les conditions de désasphaltage, et notamment la mise en œuvre d’un désasphaltage sélectif comportant l’utilisation d’un mélange de solvants polaire et apolaire, permettent de réduire davantage la quantité d’asphalte et ainsi de maximiser la fraction DAO produite. La fraction asphalte est envoyée vers une étape de conditionnement de l’asphalte sous forme solide de manière à le rendre facilement transportable. Cette étape de conditionnement est séparée de l’étape de désasphaltage.

Selon l’invention, l’étape d’hydrocraquage en lit bouillonnant de la fraction DAO est réalisée de manière à produire des produits plus légers. La fraction lourde non convertie est soumise à une étape de précipitation des sédiments suivie d’une étape de séparation des sédiments, et une partie des sédiments séparés est recyclée dans l’étape de désasphaltage permettant ainsi l’élimination d’une partie des sédiments vers la fraction asphalte.

Le recyclage optionnel d’une partie de la fraction lourde non convertie en amont du désasphaltage permet d’accroître le rendement en huile désasphaltée DAO et ainsi la production de distillats lors de l’hydrocraquage en lit bouillonnant. Ce recyclage permet également d’éliminer une partie des sédiments vers la fraction asphalte.

La présente invention comporte au moins un des avantages suivants, parmi d’autres : - l’obtention d’une conversion améliorée de la charge lourde initiale, et notamment un haut rendement de la fraction DAO, tout en respectant les spécifications en impuretés comme le soufre, les métaux et les sédiments, notamment selon la norme ISO 8217, pour les produits obtenus utilisables en tant que combustibles, tels que des fiouls de soute ou des bases de fiouls de soute, i.e. la DAO elle-même ou les produits issus de l’hydrocraquage de la DAO, et tout en réduisant la quantité d’asphalte produite ; - l’obtention de produits à teneur réduite en impuretés grâce à l’hydrotraitement, et notamment une charge de désalphatage à teneur réduite en asphaltènes ; - l’obtention d’une séparation, au moyen d’une étape unitaire, notamment de l’étape de désasphaltage, d’au moins une partie des sédiments séparés ultérieurement du procédé (les sédiments existants (IP375) et les sédiments après vieillissement (IP390)) en même temps que l’asphalte, par recyclage desdits sédiments dans l’étape de désasphaltage. Cela évite la mise en œuvre d’une étape dédiée au traitement des sédiments séparés et limite ainsi les coûts d’investissements ; - une meilleure valorisation de l’asphalte par son conditionnement sous forme solide de manière à le rendre facilement transportable, lorsque les conditions d’extraction conduisent à l’obtention d’un asphalte à haut point de ramollissement et notamment lorsque l’asphalte mélangé à des sédiments présente un haut point de ramollissement. Ceci contrairement aux asphaltes liquides qui nécessitent d’être constamment chauffés pour être transportés ou aux asphaltes fluxées qui nécessitent de grande quantité de fluxants ; - une flexibilité sur les rendements en produits issus de la conversion de la charge lourde initiale et utilisables en tant que combustibles, tels que des combustibles marins ou base de combustibles marins comme des fiouls de soute ou des bases de fiouls de soute, grâce notamment à un recyclage optionnel de la fraction non convertie issue de l’étape d’hydrocraquage en amont du désasphaltage.

Ainsi, la présente invention propose, selon un premier aspect, un procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 440 °C, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape d’hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle la charge hydrocarbonée, en présence d’hydrogène, est mis en contact avec un catalyseur d’hydrotraitement, b) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement a) en au moins une fraction légère et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350 °C, c) une étape de désasphaltage de la fraction lourde issue de l’étape de séparation b) au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants permettant d’obtenir d’une part une fraction comprenant de l’asphalte et du solvant ou du mélange de solvants, et d’autre part une fraction comprenant de l’huile désasphaltée, d) une étape d’hydrocraquage d’au moins une partie de la fraction comprenant l’huile désasphaltée issue de l’étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydrocraquage et d’hydrogène, e) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d) en au moins une fraction gazeuse et une fraction liquide lourde contenant des composés bouillant à au moins 350 °C, f) une étape de précipitation des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape e) : - par mise en contact de ladite fraction liquide lourde en présence d’un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa, - ou par mise en contact de ladite fraction liquide lourde avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 minutes,à une température comprise entre 25 et 350 °C, et une pression inférieure à 20 MPa, g) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape de précipitation f) pour obtenir d’une part une fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments, éventuellement en mélange avec la coupe de distillât ou avec l’agent oxydant, et d’autre part une fraction de sédiments, au moins une partie de ladite fraction de sédiments étant recyclée à l’étape de désasphaltage c), h) une étape de séparation de ladite fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l’étape g) de la coupe de distillât ou du solvant introduit lors de l’étape de précipitation des sédiments f), i) une étape de conditionnement sous forme solide de l’asphalte de la fraction comprenant l’asphalte et le solvant ou le mélange de solvants issue de l’étape de désasphaltage c), mise en œuvre selon les sous étapes h) et i2) successives ou simultanées : i,) une sous-étape de chauffage de la fraction comprenant de l’asphalte et le solvant ou le mélange de solvants à une température comprise entre 120 et 340°C et supérieure au point de ramollissement de l’asphalte pour séparer l’asphalte du solvant ou du mélange de solvants, i2) une sous-étape de refroidissement dudit asphalte séparé à la sous-étape h) à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte pour former de l’asphalte sous forme solide.

Selon une mise en oeuvre, au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée vers l’étape i) de conditionnement en mélange avec la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) entrant dans la sous-étape h).

Selon une mise en oeuvre, le solvant utilisé à l’étape c) est un solvant apolaire composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 9.

Selon une mise en oeuvre, l’étape c) de désasphaltage met en oeuvre une combinaison de solvants polaire(s) et apolaire(s).

Selon une mise en oeuvre, une partie ou la totalité d’un mélange de solvants polaire(s) et apolaire(s) est injectée en un premier point dans une colonne d’extraction tandis qu’un solvant ou l’autre partie dudit mélange de solvant(s) polaire(s) et apolaire(s) est injecté en un deuxième point situé plus bas que le premier point dans la colonne d’extraction.

Selon une mise en oeuvre, le solvant polaire utilisé est choisi parmi les solvants aromatiques purs ou napthéno-aromatiques, les solvants polaires comportant des hétéroéléments, ou leur mélange.

Selon une mise en oeuvre, la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange.

Selon une mise en oeuvre, l'étape c) de désasphaltage est mise en oeuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant ou mélange de solvants.

Selon une mise en oeuvre, l'étape c) est mise en oeuvre à une température de désasphaltage comprise entre 50 et 350°C et une pression comprise entre 0,1 et 6 MPa.

Selon une mise en oeuvre, l’asphalte présente un point de ramollissement hors solvant mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427 supérieur à 120°C.

Selon une mise en oeuvre, l’asphalte présente un point de ramollissement hors solvant mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427 supérieur à 160°C.

Selon une mise en œuvre, les sous-étapes ii) et i2) sont conduites dans au moins deux sous-unités ou dans une seule unité équipée(s) d’au moins un moyen apte à maintenir en mouvement ou de remuer ou de broyer de manière continue la fraction asphalte, d’au moins un moyen de chauffage et de refroidissement et d’au moins de moyens aptes à évacuer le solvant, le mélange de solvants et/ou le fluxant du procédé.

Selon une mise en œuvre, la sous-étape h) de séparation est conduite à une température supérieure à la température d’ébullition du solvant, du mélange de solvants et à une pression comprise entre 0,1 et 2 MPa ou sous vide, ou alors sous le régime d’une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire sous vide.

Selon une mise en œuvre, la sous-étape h) comporte un dispositif mécanique permettant d’évacuer l’asphalte vers la sous-étape i2) de l’étape de conditionnement.

Selon une mise en œuvre, la sous-étape i2) est conduite à une température inférieure d’au moins 25°C du point de ramollissement, et à une pression comprise entre 0,1 et 2 MPa ou en dépression ou alors sous le régime d’une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire en dépression. D’autres objets et avantages de l’invention apparaîtront à la lecture de la description qui suit d’exemples de réalisations particuliers de l’invention, donnés à titre d’exemples non limitatifs, la description étant faite en référence aux figures annexées décrites ci-après.

Brève description de la figure

La figure 1 est une vue schématique du procédé selon une mise en œuvre de l'invention.

Description de l'invention

Dans la suite de la description, il est fait référence à la figure 1 qui illustre un exemple de mise en œuvre du procédé de traitement de charges hydrocarbonées lourdes selon l’invention. La mention des éléments référencés à la figure 1 dans la suite de la description permet une meilleure compréhension de l’invention, sans que celle-ci ne se limite à l’exemple particulier illustré à la figure 1.

Tel que représenté à la figure 1, le procédé selon l'invention comprend les étapes suivantes : - une étape a) d’hydrotraitement de la charge hydrocarbonée initiale 1 en présence d’un gaz riche en hydrogène 2, et éventuellement d’une co-charge 3, réalisée dans un réacteur en lit fixe comportant un catalyseur d’hydrotraitement ; - une étape b) de séparation de l’effluent 4 issu de l’étape d’hydrotraitement a) permettant d’obtenir au moins une fraction légère 5 et une fraction lourde 6 contenant des composés bouillant à au moins 350°C ; - une étape c) de désasphaltage de la fraction lourde 6 issue de l’étape b) de séparation, en mélange avec un solvant ou une combinaison de solvants 7, permettant d’obtenir au moins une fraction comportant de l’huile désasphaltée (DAO) 8 et une fraction 9 comportant de l’asphalte et du solvant ou du mélange de solvants éventuellement soutirée à l’aide d’un fluxant 10 ; - une étape d) d’hydrocraquage de la DAO 8, en présence d’un gaz riche en hydrogène 11, réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant comportant un catalyseur d’hydrocraquage ; - une étape e) de séparation de l’effluent 12 issu de l’étape d) d’hydrocraquage permettant d’obtenir au moins une fraction gazeuse 13 et une fraction liquide lourde 14 contenant des composés bouillant à au moins 350 °C ; - une étape f) de précipitation des sédiments par mise en contact de la fraction liquide lourde 14 issue de l’étape e) avec une coupe de distillât 15 dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa, ou alternativement par mise en contact avec un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa (non représenté) ; - une étape g) de séparation physique des sédiments contenus dans la coupe 16 issue de l’étape f) de précipitation des sédiments, permettant l’obtention d’une fraction riche en sédiments 17 et une fraction hydrocarbonée à teneur réduite en sédiments 18 ; - une étape h) de séparation de ladite fraction hydrocarbonée à teneur réduite en sédiments 18 pour récupérer au moins une partie 19 de la coupe de distillât 15 introduite à l’étape f) et une coupe hydrocarbonée à teneur réduite en sédiments 20 ; et - une étape i) de conditionnement de la fraction 9 comportant l’asphalte et le solvant permettant d’obtenir un asphalte sous forme solide facilement transportable 21 et pouvant permettre le recyclage d’au moins en partie le fluxant 22 vers l’étape c) de désasphaltage. Cette étape de conditionnement est mise en œuvre selon les sous étapes h) et i2) successives ou simultanées suivantes (non représentées) : une sous-étape ii) de chauffage de la fraction 9 comprenant de l’asphalte et le solvant ou le mélange de solvants à une température comprise entre 120 et 340 °C et supérieure au point de ramollissement de l’asphalte pour séparer l’asphalte du solvant ou du mélange de solvants, et une sous-étape i2) de refroidissement dudit asphalte séparé à la sous-étape h) à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte pour former de l’asphalte sous forme solide 21. Au moins une partie 23 de la fraction riche en sédiments 17 issue de l’étape g) est envoyée à l’étape c) de désasphaltage. Au moins une partie 23 de la fraction riche en sédiments 17 peut en outre être envoyée à l’étape i) de conditionnement.

De manière optionnelle, une partie de la fraction lourde 14 peut-être recyclée en amont de l’étape c) de désasphaltage via une ligne non représentée.

La description ci-dessus de la figure 1 est un exemple de mise en œuvre de l’invention qui ne limite en aucune façon l’invention. Par souci de simplicité, seules les principales étapes sont représentées, mais il est entendu que tous les équipements nécessaires au fonctionnement sont présents (ballons, pompes, échangeurs, fours, colonnes, etc.). Seuls les principaux flux contenant les hydrocarbures sont représentés, mais il est entendu que des flux de gaz riche en hydrogène (appoint ou recycle) peuvent être injectés en entrée de chaque réacteur ou lit catalytique ou entre deux réacteurs ou deux lits catalytiques. Des moyens bien connus de l’homme du métier de purification et de recyclage d’hydrogène sont également mis en œuvre.

La charge traitée et les différentes étapes du procédé selon l’invention sont à présent décrites plus en détail ci-dessous.

La charge

La charge 1 traitée dans le procédé selon l’invention est avantageusement une charge hydrocarbonée contenant des asphaltènes, et notamment présentant une teneur en asphaltènes C7 (AC7) d'au moins 1 % poids, de préférence d’au moins 2% poids par rapport au poids de la charge.

La charge 1 a une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, de préférence d’au moins 450°C, et une température finale d'ébulltion d'au moins 440°C, de préférence d’au moins 600°C.

La charge hydrocarbonée 1 selon l’invention peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Dans la présente invention, les charges traitées sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus, et plus préférentiellement des résidus sous vide.

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

La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des métaux. La teneur en nickel + vanadium peut-être d’au moins 10 ppm, de préférence d’au moins 30 ppm par rapport au poids de la charge.

La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre du carbone Conradson. La teneur en carbone Conradson peut être d’au moins 2% poids, de préférence d’au moins 5% poids par rapport au poids de la charge.

Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles. Alternativement, elles peuvent être diluées par une co-charge 3. La co-charge 3, différente de la charge hydrocarbonée initiale 1, est introduite avec celle-ci de manière à diluer la charge hydrocarbonée initiale. Cette co-charge 3 peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées plus légères, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d’un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic Cracking » selon la terminologie anglo-saxonne), notamment 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. Cette co-charge 3 peut également être une fraction gazole atmosphérique ou une fraction gazole sous vide, obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide d’un pétrole brut ou d’un effluent d’un procédé de conversion tel la cokéfaction ou la viscoréduction.

La co-charge 3 peut aussi avantageusement être une ou plusieurs coupes issues du procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées, ou encore des charges non pétrolières comme de l’huile de pyrolyse. La charge hydrocarbonée lourde 1 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, c’est-à-dire de la charge hydrocarbonée lourde initiale 1 telle que définie plus haut et la co-charge 3, traitée par le procédé selon l’invention.

Dans certains cas on peut introduire la co-charge 3 en aval du premier lit catalytique ou des suivants. On peut par exemple introduire une co-charge 3 à l’entrée de la section d’hydrotraitement en lit fixe de l’étape d’hydrotraitement en lit fixe a), ou encore à l’entrée de la section d’hydrocraquage en lit bouillonnant de l’étape d’hydrocraquage d).

Etape a) d’hydrotraitement

Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape a) d’hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle au moins une charge lourde hydrocarbonée initiale 1, éventuellement mélangée à une co-charge 3, est mise en contact avec un catalyseur d’hydrotraitement, en présence d’hydrogène.

On entend par hydrotraitement, couramment appelé « HDT », les traitements catalytiques avec apport d’hydrogène permettant de raffiner, c’est-à-dire de réduire sensiblement la teneur en métaux, soufre et autres impuretés, les charges hydrocarbonées, tout en améliorant le rapport hydrogène sur carbone de la charge et en transformant la charge plus ou moins partiellement en coupes plus légères. L’hydrotraitement comprend notamment des réactions d’hydrodésulfuration (couramment appelé « HDS »), des réactions d’hydrodésazotation (couramment appelé « HDN ») et des réactions d’hydrodémétallation (couramment appelé « HDM »), accompagnées de réactions d’hydrogénation, d’hydrodéoxygénation, d’hydrodéaromatisation, d’hydroisomérisation, d’hydrodéalkylation, d’hydrocraquage, d’hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson.

Selon une mise en œuvre de l’invention, l’étape a) d’hydrotraitement comprend une première étape a1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape a2) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape a1) d’hydrodémétallation, la charge et de l’hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, dans des conditions d’hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape a2) d’hydrodésulfuration, l’effluent de la première étape a1) d’hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d’hydrodésulfuration, dans des conditions d’hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-FTM, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846.

Selon une mise en œuvre de l’invention, lorsque la charge contient plus de 70 ppm, voire plus de 150 ppm de métaux et/ou lorsque que la charge comprend des impuretés telles que des dérivés de fer, des réacteurs permutables sont mise en œuvre (technologie « PRS », pour « Permutable Reactor System » selon la terminologie anglo-saxonne), tel que décrit dans le brevet FR2681871. Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d’HDM en lit fixe. L’homme du métier comprend aisément que, dans l’étape d’HDM, on effectue des réactions d’HDM mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement et notamment d’HDS. De même, dans l’étape d’HDS, on effectue des réactions d’HDS mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement et notamment d’HDM. L’homme du métier comprend que l’étape d’HDM commence là où commence l’étape d’hydrotraitement, soit là où la concentration en métaux est maximale. L’homme du métier comprend que l’étape d’HDS se termine là où se termine l’étape d’hydrotraitement, soit là où l’élimination du soufre est la plus difficile. Entre l’étape d’HDM et l’étape d’HDS, l’homme du métier définit parfois une zone de transition dans laquelle se produisent tous les types de réaction d’hydrotraitement. L’étape a) 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 450 °C, de préféence entre 350°C et 420°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrotraitement et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée WH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h"1 à 5 h"1, préférentiellement de 0,1 h'1 à 2 h"1, et plus préférentiellement de 0,1 h 1 à 1 h'1. La quantité d’hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. L’étape a) d’hydrotraitement peut être effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs en lit fixe à courant descendant de liquide.

Les catalyseurs d’hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s’agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé comprenant un métal (un oxyde, un sulfure etc.) ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel par rapport au poids total du catalyseur, de préférence de 1% à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1% à 30% en poids de molybdène par rapport au poids total du catalyseur, de préférence de 5% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l’alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d’au moins deux de ces minéraux. Avantageusement, ce support peut renfermer d’autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l’oxyde de bore, la zircone, la cérine, l’oxyde de titane, l’anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d’alumine et très souvent un support d’alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l’anhydride phosphorique P205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B205 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L’alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d’extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 5% à 40% en poids par rapport au poids total du catalyseur, et en général de 7% à 30% en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.

Dans la présente description, 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 VIII selon la classification CAS correspond aux métaux des colonnes 8, 9 et 10 selon la nouvelle classification IUPAC.

Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape d’HDM puis une étape d’HDS, on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape.

Des catalyseurs utilisables dans l’étape d’HDM sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. On utilise de préférence des catalyseurs d’HDM dans les réacteurs permutables.

Des catalyseurs utilisables dans l’étape d’HDS sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976.

On peut également utiliser un catalyseur mixte, actif en HDM et en HDS, à la fois pour la section d’HDM et pour la section d’HDS tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143.

Préalablement à l’injection de la charge 1 à l’étape a), les catalyseurs utilisés dans le procédé selon la présente invention sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration in-situ ou ex-situ.

Etape b) de séparation

Le procédé selon l’invention comprend une étape de séparation b) de l’effluent issu de l’étape a) d’hydrotraitement en au moins une fraction légère 5 et au moins une fraction lourde 6 contenant des composés bouillant à au moins 350°C.

Par fraction légère, on entend une fraction d’hydrocarbures dans laquelle au moins 80% des composés ont un point d’ébullition inférieur à 350°C. Une telle fraction légère contient des bases de combustibles.

Par fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350°C, on entend une fraction d’hydrocarbures dans laquelle au moins 50% des composés ont un point d’ébullition supérieur ou égal à 350°C, et de préféOnce dans laquelle au moins 80% des composés ont un point d’ébullition supérieur ou égal à 350°C.

De préférence, la fraction légère 5 obtenue lors de l’étape b) de séparation comprend une phase gazeuse et au moins une fraction légère d’hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel. De manière préférée, la fraction lourde 6 comprend une fraction distillât sous vide et une fraction résidu sous vide et/ou une fraction résidu atmosphérique. De manière plus préférée, la fraction lourde 6 comprend une fraction résidu sous vide. L’étape b) de séparation peut être mise en oeuvre selon toute méthode connue et tous moyens connus de l’homme du métier. Cette méthode peut être choisie parmi une séparation haute ou basse pression, une distillation haute ou basse pression, un stripage haute ou basse pression, et les combinaisons de ces différentes méthodes pouvant opérer à différentes pressions et températures.

La séparation est de préférence effectuée dans une section de fractionnement qui peut d’abord comprendre un séparateur haute pression haute température (HPHT), et éventuellement un séparateur haute pression basse température (HPBT), suivi ensuite éventuellement d’une section de distillation atmosphérique et/ou d’une section de distillation sous vide. L’effluent 4 issu de l’étape a) d’hydrotraitement est de préférence d’abord envoyé dans un séparateur HPHT permettant d’obtenir une fraction légère et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillants à au moins 350°C. La séparation HPHT n’est pas faite selon un point de coupe précis, elle s’apparente plutôt à une séparation de type instantané (ou flash selon la terminologie anglo-saxonne). Le point de coupe de la séparation se situe avantageusement entre 200 °C et400°C. La fraction légère issue du séparateur HPHT peut ensuite être partiellement condensée dans un séparateur HPBT de manière à obtenir une fraction gaz contenant de l’hydrogène et une fraction liquide contenant des distillats.

De préférence, ladite fraction lourde issue du séparateur HPHT, de préférence en mélange avec la dite fraction liquide contentant des distillats issue du séparateur HPBT, peut ensuite être fractionnée par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique, contenant de préférence au moins une fraction légère d’hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel, et une fraction résidu atmosphérique. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique peut également être fractionnée par distillation sous vide en une fraction distillât sous vide, contenant de préférence du gazole sous vide, et une fraction résidu sous vide. Au moins une partie 6 de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique sont avantageusement envoyées dans l’étape c) de désasphaltage. Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique peut ou peuvent également être utilisée(s) directement comme base de combustibles, notamment base de fioul, par exemple comme base de fioul à basse teneur en soufre. Une partie de la fraction résidu sous vide et/ou de la fraction résidu atmosphérique peut ou peuvent également être envoyée(s) vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé FCC. Une partie de la fraction gazole sous vide peut également être utilisée directement comme base de combustible, notamment comme base de combustible à basse teneur en soufre. Une partie de la fraction gazole sous vide peut également être envoyée vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé FCC ou un procédé d’hydrocraquage en lit fixe.

Les fractions gazeuses issues de l’étape de séparation b) subissent de préférence un traitement de purification pour récupérer l’hydrogène et le recycler vers les réacteurs d’hydrotraitement de l’étape a) et/ou d’hydrocraquage de l’étape d). La présence de l’étape de séparation b) entre l’étape a) d’hydrotraitement et l’étape d) d’hydrocraquage, permet de façon avantageuse de disposer de deux circuits d’hydrogène indépendants, un relié à l’hydrotraitement de l’étape a), l’autre à l’hydrocraquage de l’étape d), et qui, selon le besoin, peuvent être reliés l’un à l’autre. L’appoint d’hydrogène peut se faire au niveau de la section d’hydrotraitement ou au niveau de la section d’hydrocraquage ou au niveau des deux. L’hydrogène de recyclage peut alimenter la section d’hydrotraitement ou la section d’hydrocraquage ou les deux. Un compresseur peut éventuellement être en commun aux deux circuits d’hydrogène. Le fait de pouvoir relier les deux circuits d’hydrogène permet une optimisation de la gestion d’hydrogène et de limiter les investissements en terme de compresseurs et/ou unités de purification des effluents gazeux. Les différents modes de réalisation de la gestion d’hydrogène utilisable dans la présente invention sont décrits dans la demande de brevet FR 2957607.

La fraction légère 5 obtenue à l’issue de l’étape b) de séparation, qui comprend des hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel, peut être valorisée selon les méthodes bien connues de l’homme du métier. Les produits obtenus peuvent être intégrés à des formulations de combustibles, typiquement des carburants (aussi appelé « pools >> carburants selon la terminologie anglo-saxonne) ou subir des étapes de raffinage supplémentaires.

Le(s) fraction(s) naphta, kérosène, gazole de la fraction légère 5 et le gazole sous vide de la fraction lourde 6 peuvent être soumises à un ou plusieurs traitements, par exemple hydrotraitement, hydrocraquage, isomérisation, reformage catalytique, craquage catalytique ou thermique, pour les amener de façon séparée ou en mélange aux spécifications requises qui peuvent porter sur la teneur en soufre, sur le point de fumée, sur l’indice d’octane, de cétane, et autres.

La fraction légère 5 obtenue à l’issue de l’étape b) peut être utilisée au moins en partie pour former la coupe de distillât 15 selon l’invention utilisée dans l’étape f) de précipitation des sédiments, ou pour être mélangée avec ladite coupe de distillât 19 selon l’invention.

Etape c) de désasphaltage

Conformément au procédé selon l’invention, la fraction lourde 6 issue de l’étape b) de séparation et contenant des composés bouillant à au moins 350 °C est soumise à une étape c) de désasphaltage au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants 7 permettant d’obtenir d’une part une fraction comprenant de l’asphalte et du solvant ou du mélange de solvants 9, et d’autre part une fraction comprenant de la DAO 8 et du solvant ou du mélange de solvants. Il s’agit donc d’une opération d’extraction liquide-liquide au moyen d’au moins un solvant hydrocarboné 7.

Selon une mise en œuvre de l’invention une partie minoritaire de la charge 1 peut être injectée directement en entrée de l’étape c) de désasphaltage, cette partie court-circuitant l’étape a) d’hydrotraitement et l’étape b) de séparation. L’étape c) de désasphaltage est réalisée de préférence dans des conditions spécifiques permettant d'obtenir une DAO 8 de préférence avec un rendement élevé et une fraction comportant l’asphalte obtenue de préférence en plus faible quantité. L'étape c) de désasphaltage peut être réalisée en une ou plusieurs étapes, par mise en contact de la charge de désasphaltage, i.e. la fraction lourde 6 issue de l’étape b), éventuellement accompagnée d’une partie de la charge hydrocarbonée lourde initiale 1, avec un solvant ou un mélange de solvants 7 contenant des hydrocarbures, de manière à obtenir une fraction comportant de l’asphalte et une fraction comportant la DAO, l'étape c) étant mise en œuvre avantageusement dans les conditions subcritiques, c’est-à-dire des conditions en dessous du point critique, pour le solvant ou le mélange de solvants 7 utilisé. Un solvant apolaire ou un mélange de solvants apolaires ou un mélange de solvants polaire(s) et apolaire(s) peut être utilisé. De préférence, un mélange d'au moins un solvant polaire et d'au moins un solvant apolaire est utilisé.

Lorsque l'étape c) de désasphaltage est réalisée en utilisant une combinaison de solvants polaire(s) et apolaire(s), cela permet d'aller plus loin dans le maintien de la solubilisation dans la matrice huile de tout ou partie des structures polaires des résines lourdes et des asphaltènes qui sont les principaux constituants de la phase asphalte. On parle alors de désalphatage sélectif tel que mis en œuvre dans le brevet FR 2 999 597B. Le désasphaltage sélectif permet ainsi de choisir quels types de structures polaires restent solubilisés dans la matrice huile désasphaltée. Par conséquent, il permet de n'extraire sélectivement de la charge qu'une partie de cet asphalte, c'est-à-dire les structures les plus polaires et les plus réfractaires à l’hydrotraitement et à l’hydrocraquage. L'étape c) peut être réalisée dans une colonne d'extraction ou extracteur, ou dans un mélangeur-décanteur. L’étape c) est de préférence réalisée dans une colonne d’extraction contenant des contacteurs liquide-liquide (éléments de garnissage et/ou plateaux, etc.) placés dans une ou plusieurs zones. De préférence, le solvant ou le mélange de solvants 7 selon l'invention est introduit dans la colonne d'extraction à deux niveaux différents. De préférence, la charge de désasphaltage est introduite dans une colonne d'extraction à un seul niveau d'introduction, généralement en mélange avec au moins une partie du solvant ou du mélange de solvants 7 et généralement en dessous d’une première zone de contacteurs liquide-liquide. De préférence, l’autre partie du solvant ou mélange de solvants 7 est injectée plus bas que la charge de désasphaltage, généralement en dessous d’une seconde zone de contacteurs liquide-liquide, la charge de désasphaltage étant injectée au-dessus de cette seconde zone de contacteurs. L'étape c) est mise en œuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant ou mélange de solvants 7. L'étape c) est mise en œuvre à une température avantageusement comprise entre 50 et 350 °C, de préférence entre 80 et 320 °C, de manière plus préférée entre 120 et 310°C, de manière encore plus préféréeentre 150 et 300°C, et à une pression avantageusement comprise entre 0,1 et 6 MPa, de préférence entre 1 et 6 MPa, de manière plus préférée entre 2 et 5 MPa.

Le rapport de volume du solvant ou du mélange de solvants 7 (par exemple le volume de solvant polaire + le volume de solvant apolaire) sur la masse de fraction lourde 6 issue de l’étape b) est généralement compris entre 1/1 et 10/1, de préférence entre 2/1 à 8/1 exprimé en litres par kilogrammes. Ce rapport inclus la totalité du solvant ou mélange de solvants pouvant être divisée en plusieurs points d’injection.

Le solvant polaire utilisé peut être choisi parmi les solvants aromatiques purs ou napthéno-aromatiques, les solvants polaires comportant des hétéro-éléments, ou leur mélange. Le solvant aromatique est avantageusement choisi parmi les hydrocarbures monoaromatiques, de préférence le benzène, le toluène ou les xylènes seuls ou en mélange; les diaromatiques ou polyaromatiques; les hydrocarbures naphténo-hydrocarbures aromatiques tels que la tétraline ou l'indane; les hydrocarbures aromatiques hétéroatomiques (oxygénés, azotés, soufrés) ou tout autre famille de composés présentant un caractère plus polaire que les hydrocarbures saturés comme par exemple le diméthylsulfoxyde (DMSO), le di-méthylformamide (DMF), le tétrahydrofurane (THF). Le solvant polaire utilisé à l’étape de désasphlatage du procédé selon l'invention peut être une coupe riche en aromatiques. Les coupes riches en aromatiques selon l'invention peuvent être par exemple des coupes issues du FCC telles que l'essence lourde ou le LCO, ou issues d’unités de pétrochimie ou de raffineries. Citons également les coupes dérivées du charbon, de la biomasse ou de mélange biomasse/charbon avec éventuellement une charge pétrolière résiduelle après conversion thermochimique avec ou sans hydrogène, avec ou sans catalyseur. De manière préférée, le solvant polaire utilisé est un hydrocarbure monoaromatique pur ou en mélange avec un hydrocarbure aromatique.

Selon une mise en œuvre de désasphaltage sélectif comportant une combinaison de solvants polaire(s) et apolaire(s), une partie ou la totalité d’un mélange de solvants polaire(s) et apolaire(s) est injecté en un premier point tandis qu’un solvant ou l’autre partie dudit mélange de solvant(s) polaire et apolaire est injecté en un deuxième point. Selon cette mise en œuvre, de préférence, un solvant polaire plus lourd que le solvant apolaire est injecté dans le point le plus bas.

Le solvant apolaire utilisé est de préférence un solvant composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 9. Ces solvants sont utilisés purs ou en mélange (par exemple: mélange d'alcanes et /ou de cycloalcanes ou bien de coupes pétrolières légères type naphta). De manière préférée, le solvant apolaire contient des hydrocarbures ayant un nombre de carbone supérieur ou égal à 4 et inférieur ou égal à 7, de manière très préférée, le solvant apolaire contient des hydrocarbures ayant un nombre de carbone supérieur ou égal à 5 et inférieur ou égal à 7, ceci de manière à obtenir un asphalte à haut point de ramollissement propice à l’étape i) de conditionnement sous forme solide selon l’invention, et d’obtenir une DAO 8 avec un fort rendement.

Avantageusement, le rapport ou ratio volumique (v/v) du solvant apolaire sur le solvant polaire est supérieur à 50/50, de manière préférée supérieur à 60/40 et manière très préférée supérieur à 70/30.

Avantageusement, le point d'ébullition du solvant polaire contenu dans un mélange de solvants polaire et apolaire utilisé à l’étape c) du procédé selon l'invention est supérieur au point d'ébullition du solvant apolaire.

Le choix des conditions de température et de pression de l'extraction combiné au choix de la nature des solvants 7 et au choix de la combinaison éventuelle de solvants apolaire et polaire dans l'étape c) de désasphaltage permettent d'ajuster les performances d'extraction. L'étape c) peut permettre, grâce à ces conditions de désasphaltage spécifiques, d'aller plus loin dans le maintien de la solubilisation dans la matrice huile de tout ou partie des structures polaires des résines lourdes et des asphaltènes qui sont les principaux constituants de la phase asphalte dans le cas du désasphaltage classique. Il en résulte un rendement amélioré de la DAO 8.

En tête de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence au-dessus de la zone de contacteur(s) liquide-liquide située à la position la plus haute, on récupère une fraction qui comprend la DAO 8 et une partie du solvant ou du mélange de solvants.

En fond de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence dessous de la zone de contacteur(s) située à la position la plus basse, on récupère une fraction 9 qui comprend de l’asphalte et une partie du solvant ou mélange de solvants.

Selon une mise en œuvre, un fluxant 10 de soutirage est injecté à l’étape c) pour être mélangé avec la fraction 9 comportant l’asphalte pour soutirer plus facilement ladite fraction.

De manière préférée, le fluxant est injecté en au moins un point dans le fond de la colonne d’extraction, ce ou ces points d’injection étant situé(s) en dessous du plus bas point d’injection de solvant ou mélange de solvants introduits dans la colonne d’extraction, de préférence en dessous de la zone de contacteur(s) liquide-liquide la plus basse mais au-dessus de la bride de fond de la colonne d’extraction, c’est-à-dire au niveau de la sortie de la fraction comprenant l’asphalte. L’utilisation de fluxant de soutirage facilite l’évacuation de la fraction comportant l’asphalte par diminution de la viscosité, et limite l’encrassement des lignes et équipements situés en aval. L’injection de fluxant de soutirage est avantageuse notamment lorsque le point de ramollissement de l’asphalte est supérieur à 160°C.

Le fluxant utilisé peut être tout solvant ou mélange de solvants pouvant solubiliser ou disperser l'asphalte. Le fluxant peut être un solvant polaire choisi parmi les hydrocarbures monoaromatiques, de préférence le benzène, le toluène ou le xylène; les diaromatiques ou polyaromatiques; les hydrocarbures naphténo-hydrocarbures aromatiques tels que la tétraline ou l'indane; les hydrocarbures aromatiques hétéroatomiques; les solvants polaires à poids moléculaire correspondant à des températures d'ébullition comprises par exemple entre 200°C et 600°C telles que un LCO (light cycleoil de FCC), un HCO (Heavy cycle oil de FCC), slurry de FCC, FICGO (heavy coker gas-oil), ou un extrait aromatique ou une coupe extra-aromatique extraite d'une chaîne huile, les coupes VGO issues d'une conversion de fractions résiduelles et/ou de charbon et/ou de biomasse. Le rapport de volume de fluxant sur la masse de l'asphalte est déterminé de manière à ce que le mélange puisse être facilement soutiré.

Le solvant ou mélange de solvants 7 peut être constitué d’un appoint et/ou d’une partie recyclée lors d’étapes éventuelles de séparation, notamment de la sous-étape U) lors de l’étape i) de conditionnement de l’asphalte. Ces appoints sont nécessaires pour compenser les pertes de solvant dans la fraction 9 comportant l’asphalte et/ou dans la fraction comportant la DAO 8. Ces pertes sont faibles mais ne peuvent être évitées du fait des étapes de séparation imparfaites par définition. L’étape c) de désasphaltage comprend une sous étape intégrée de séparation de la fraction comprenant la DAO et du solvant ou du mélange de solvants. La fraction comprenant de la DAO issue de l’extraction est soumise à une sous étape de séparation permettant d’obtenir d’une part une DAO 8 et d’autre part le solvant ou le mélange de solvants introduit lors de l’étape c) de désasphaltage. Le solvant ou le mélange de solvants récupéré peut être recyclé dans l’étape c) de désasphaltage.

Cette sous étape de séparation intégrée permettant de séparer la DAO 8 et le solvant ou le mélange de solvants peut mettre en oeuvre tous les équipements nécessaires connus de l’homme du métier (ballons séparateurs, colonnes de distillation ou de stripage, échangeurs de chaleur, fours, pompes, compresseurs, etc.).

Au moins une partie de la DAO 8 est envoyée vers l’étape d) d’hydrocraquage en lit bouillonnant. De manière optionnelle, une partie de la DAO peut également être utilisée directement comme base de combustible, notamment comme base de combustible à basse teneur en soufre. Une partie de la DAO peut également être envoyée vers un autre procédé de conversion, notamment un procédé FCC.

La DAO contient des teneurs en impuretés inférieures à celles de la fraction lourde issue de l’étape b) de séparation et alimentant l’étape c) de désasphaltage. Le rendement en DAO est élevé, d’au moins 50% en poids de la charge initiale 1, de préférence supérieur à 65% en poids de la charge initiale 1 et de manière très préférée supérieur à 75% en poids de la charge initiale 1.

Etape d) d’hydrocraquage en lit bouillonnant

Conformément au procédé selon l’invention, une étape d’hydrocraquage d) d’au moins une partie de la DAO issue de l’étape c) est réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydrocraquage et d’hydrogène.

Au moins une partie de la DAO issue de l’étape c) de désasphaltage est ainsi envoyée à une étape d) d’hydrocraquage qui est réalisée dans au moins un réacteur, avantageusement deux réacteurs, contenant au moins un catalyseur d’hydrocraquage en lit bouillonnant. Le catalyseur d’hydrocraquage est avantageusement un catalyseur supporté. Ledit réacteur peut fonctionner à courant ascendant de liquide et de gaz. L’objectif principal de l’hydrocraquage est de convertir la charge d’hydrocraquage, qui est une charge hydrocarbonée lourde, en coupes plus légères tout en la raffinant partiellement.

Selon une mise en oeuvre, une partie minoritaire de la charge hydrocarbonée initiale 1 peut être injectée directement en entrée de l’étape d’hydrocraquage d) en lit bouillonnant, en mélange avec au moins une partie de la DAO issue de l’étape c), sans que cette partie de la charge hydrocarbonée lourde initiale 1 n’ait été traitée dans l’étape a) d’hydrotraitement et l’étape c) de désasphaltage. Ce mode de réalisation peut s’apparenter à un court-circuit partiel de l’étape a) d’hydrotraitement et de l’étape c) de désasphaltage. L’hydrogène nécessaire à la réaction d’hydrocraquage est apporté en entrée de l’étape d’hydrocraquage d). Dans le cas où l’étape d’hydrocraquage dispose de plusieurs réacteurs en lit bouillonnant, de l’hydrogène peut être injecté en entrée de chaque réacteur. L’hydrogène injecté peut être un flux d’appoint et/ou un flux de recyclage.

La technologie en lit bouillonnant est bien connue de l’homme du métier. Seules les principales conditions opératoires sont décrites ici. Les technologies à lits bouillonnants utilisent classiquement des catalyseurs supportés sous forme d’extrudés dont le diamètre est généralement de l’ordre de 1 millimètre ou moins. Les catalyseurs restent à l’intérieur des réacteurs et ne sont pas évacués avec les produits, sauf lors des phases d’appoint et de soutirage de catalyseurs nécessaires pour maintenir l’activité catalytique. Les niveaux de température peuvent être élevés afin d’obtenir des conversions élevées tout en minimisant les quantités de catalyseurs mises en œuvre. L’activité catalytique peut être maintenue constante grâce au remplacement en ligne du catalyseur. Il n’est donc pas nécessaire d’arrêter l’unité pour changer le catalyseur usagé, ni d’augmenter les températures de réaction le long du cycle pour compenser la désactivation. De plus, le fait de travailler à des conditions opératoires constantes permet avantageusement d’obtenir des rendements et des qualités de produits constants le long du cycle. Aussi, du fait que le catalyseur est maintenu en agitation par un recyclage important de liquide, la perte de charge sur le réacteur reste faible et constante.

Les conditions de l’étape d) d’hydrocraquage en lit bouillonnant peuvent être des conditions classiques d’hydrocraquage en lit bouillonnant d’une charge hydrocarbonée. On opère avantageusement sous une pression absolue comprise entre 2,5 MPa et 35 MPa, préférentiellement entre 5 MPa et 25 MPa, plus préférentiellement entre 6 MPa et 20 MPa, et encore plus préférentiellement entre 11 MPa et 20 MPa. On opère avantageusement à une température comprise entre 330 °C et 550 °C, préférertiellement entre 350 °C et 500 °C. La vitesse spatiale (WH) et la pression partielle d’hydrogène sont des paramètres que l’on fixe en fonction des caractéristiques du produit à traiter et de la conversion souhaitée. La WH qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge de l’étape d’hydrocraquage divisé par le volume total du réacteur se situe généralement dans une gamme allant de 0. 1 h'1 à 10 h"1, préférentiellement de 0,1 h"1 à 5 h"1 et plus préférentiellement de 0,1 h"1 à 1 h' 1. La quantité d’hydrogène mélangée à la charge de l’étape d’hydrocraquage est habituellement de 50 à 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, le plus souvent de 100 Nm3/m3 à 1500 Nm3/m3 et de préférence de 200 Nm3/m3 à 1200 Nm3/m3.

On peut utiliser un catalyseur granulaire classique d’hydrocraquage comprenant, sur un support minéral, au moins un métal ou composé comportant un métal (-oxyde, sulfure etc.) ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux du groupe VIII, par exemple du nickel et/ou du cobalt, le plus souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB, par exemple du molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel par rapport au poids total du catalyseur, et de préférence de 1% à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1% à 30% en poids de molybdène par rapport au poids total du catalyseur, de préférence de 5% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l’alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d’au moins deux de ces minéraux. Ce support peut également renfermer d’autres composés et par exemple des oxydes choisis dans le groupe constitué par l’oxyde de bore, la zircone, l’oxyde de titane, l’anhydride phosphorique. On utilise le plus souvent un support d’alumine et très souvent un support d’alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l’anhydride phosphorique P205 est présent, sa concentration est habituellement inférieure à 20% en poids et le plus souvent inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B203 est présent, sa concentration est habituellement inférieure à 10% en poids. L’alumine utilisée est habituellement une alumine y (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur peut être sous forme d’extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII peut être comprise entre 5% et 40% en poids, de préférence entre 7% et 30% en poids, et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VI sur métal (ou métaux) du groupe VIII est compris entre 20 et 1, de préférence entre 10 et 2.

Le catalyseur usagé peut être en partie remplacé par du catalyseur frais, généralement par soutirage en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur de catalyseur frais ou neuf à intervalle de temps régulier, c’est-à-dire par exemple par bouffée ou de façon continue ou quasi continue. On peut également introduire le catalyseur par le bas et le soutirer par le haut du réacteur. On peut par exemple introduire du catalyseur frais tous les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut être par exemple d’environ 0,05 kilogramme à environ 10 kilogrammes par mètre cube de charge de l’étape d’hydrocraquage. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l’aide de dispositifs permettant le fonctionnement continu de cette étape d’hydrocraquage. Le réacteur d’hydrocraquage comporte habituellement une pompe de recirculation permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d’au moins une partie du liquide soutiré en tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est également possible d’envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu’il renferme avant sa réinjection dans l’étape d) d’hydrocraquage. L’étape d) d’hydrocraquage selon le procédé de l’invention peut être mise en œuvre dans les conditions du procédé H-OIL® tel que décrit par exemple dans le brevet US 6270654B. L’hydrocraquage en lit bouillonnant peut se faire dans un seul réacteur ou dans plusieurs réacteurs, de préférence deux, disposés en série. Le fait d’utiliser au moins deux réacteurs en lit bouillonnant en série permet d’obtenir des produits de meilleure qualité et avec un meilleur rendement. De plus, l’hydrocraquage en deux réacteurs permet d’avoir une opérabilité améliorée au niveau de la flexibilité des conditions opératoires et du système catalytique. De préférence, la température du deuxième réacteur en lit bouillonnant est au moins 5°C plus élevée que celle du premier réacteur en lit bouillonnant. La pression du deuxième réacteur peut être de 0,1 MPa à 1 MPa plus faible que pour le premier réacteur pour permettre l’écoulement d’au moins une partie de l’effluent issue de la première étape sans qu’un pompage soit nécessaire. Les différentes conditions opératoires en termes de température dans les deux réacteurs d’hydrocraquage sont sélectionnées pour pouvoir contrôler l’hydrogénation et la conversion de la charge de l’étape d’hydrocraquage en produits souhaités dans chaque réacteur.

Dans le cas où l’étape d) d’hydrocraquage est réalisée en deux sous-étapes (d^ et (d2) dans deux réacteurs disposés en série, l’effluent obtenu à l’issue de la première sous-étape dO peut éventuellement être soumis à une étape de séparation de la fraction légère et de la fraction lourde, et au moins une partie, de préférence la totalité, de ladite fraction lourde peut être traitée dans la seconde sous-étape d2) d’hydrocraquage. Cette séparation est avantageusement faite dans un séparateur inter-étage, tel que décrit par exemple dans le brevet US 6270654B, et permet notamment d’éviter le sur-craquage de la fraction légère dans le deuxième réacteur d’hydrocraquage. Il est également possible de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la première sous-étape (d^ d’hydrocraquage, opérant à plus basse température, directement au réacteur de la deuxième sous-étape (d2), opérant à une température plus élevée, ou de transférer en totalité ou en partie le catalyseur usagé soutiré du réacteur de la deuxième sous-étape (d2) directement au réacteur de la première sous-étape (di). Ce système de cascade est par exemple décrit dans le brevet US 4816841 B. L’étape d'hydrocraquage peut aussi se faire avec plusieurs réacteurs en parallèle (généralement deux) dans le cas de grosse capacité. L’étape d’hydrocraquage peut ainsi comporter plusieurs étages en série, éventuellement séparés d’un séparateur inter-étage, chaque étage étant constitué de un ou plusieurs réacteurs en parallèle. Étape e) de séparation de l’effluent d’hydrocraquage

Conformément à l’invention, le procédé comprend en outre une étape e) de séparation de l’effluent 12 issu de l’étape d) d’hydrocraquage en une fraction gazeuse 13 et au moins une fraction liquide lourde 14. L’effluent 12 obtenu à l’issue de l’étape d) d’hydrocraquage comprend au moins une fraction liquide lourde et une fraction gazeuse contenant les gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4 (c’est-à-dire comprenant de 1 à 4 atomes de carbone). La fraction liquide lourde est une fraction liquide hydrocarbonée contenant des composés bouillant à au moins 350°C, en particulier une fradion liquide d’hydrocarbures dans laquelle au moins 50% des composés ont un point d’ébullition supérieur ou égal à 350°C, et de préférence dans laquelle au moins 80% des composés ont un point d’ébullition supérieur ou égal à 350 °C.

La fraction gazeuse peut être séparée de l’effluent 12 à l’aide des dispositifs de séparation bien connus de l’homme du métier, notamment à l’aide d’un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l’hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. L’effluent 12 obtenu à l’issue de l’étape d) d’hydrocraquage est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse 13 et au moins une fraction liquide lourde 14. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT).

Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse 13 est de préférence traitée dans un moyen de purification d’hydrogène de façon à récupérer l’hydrogène non consommé lors des réactions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage. Le moyen de purification d’hydrogène peut être un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série. L’hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l’invention, après une éventuelle recompression. L’hydrogène peut être introduit en entrée de l’étape a) d’hydrotraitement et/ou à différents endroits au cours de l’étape a) d’hydrotraitement et/ou en entrée de l’étape d) d’hydrocraquage et/ou à différents endroits au cours de l’étape d) d’hydrocraquage, voire dans l’étape de précipitation des sédiments f). L’étape e) de séparation peut comprendre également une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Avantageusement, l’étape de séparation e) comprend en outre au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique. La fraction distillât atmosphérique peut contenir des bases de combustibles (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants dans les domaines de l’automobile et de l’aviation. Le naphta peut également être valorisé en pétrochimie. L’étape de séparation e) du procédé selon l’invention peut comprendre en outre au moins une distillation sous vide dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation et/ou la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est (sont) fractionnée(s) par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. De manière préférée, l’étape e) de séparation comprend tout d’abord une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide dans laquelle la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est fractionnée par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. La fraction distillât sous vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide.

Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique et/ou une partie de la fraction résidu sous vide peut être recyclée dans l’étape c) de désasphaltage.

La fraction distillât atmosphérique obtenue à l’issue de l’étape e) peut être utilisée au moins en partie pour former la coupe de distillât 15 selon l’invention utilisée dans l’étape f) de précipitation des sédiments, ou pour être mélangée avec ladite coupe de distillât 19 récupérée lors de l’étape h) selon l’invention.

Etape f) de précipitation des sédiments

Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape f) de précipitation des sédiments de la fraction liquide lourde 14 issue de l’étape e) de séparation.

Selon l’invention, cette étape f) de précipitation peut être réalisée : - soit par mise en contact de la fraction liquide lourde 14 issue de de l’étape e) en présence d’un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350 °C, et une pression inférieure à 20 MPa, - soit par mise en contact de la fraction liquide lourde 14 issue de l’étape e) avec une coupe de distillât 15 dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inféïeure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350 °C, et une pression inférieure à 20 MPa.

La fraction liquide lourde 14 obtenue à l’issue de l’étape e) de séparation peut contenir des sédiments organiques qui résultent des conditions d’hydrotraitement, de désasphaltage et d’hydrocraquage et des résidus de catalyseurs. Une partie des sédiments est constituée d’asphaltènes précipités dans les conditions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage et sont analysés comme des sédiments existants (IP375). L’incertitude de mesure de la méthode IP375 est de ± 0,1 pour les teneurs inférieures à 3 et de ± 0,2 pour les teneurs supérieures ou égales à 3.

En fonction des conditions d’hydrocraquage, la teneur en sédiments dans la fraction liquide lourde varie. D’un point de vue analytique, on distingue les sédiments existants (IP375) et les sédiments après vieillissement (IP390) qui incluent les sédiments potentiels. Or, des conditions d’hydrocraquage poussées, c’est-à-dire lorsque le taux de conversion de l’étape d’hydrocraquage est par exemple supérieur à 40 ou 50%, provoquent la formation de sédiments existants et de sédiments potentiels.

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

Lorsque l’étape f) du procédé de l’invention est réalisée par la mise en contact de la fraction liquide lourde 14 issue de de l’étape e) en présence d’un agent oxydant, la mise en contact peut être réalisée en présence d’un gaz oxydant tel que l’oxygène, ou en présence d’un mélange contenant un gaz inerte et un gaz oxydant tel que l’air ou l’air appauvri par de l’azote. La mise en œuvre d’un gaz oxydant permet d’accélérer le processus de maturation. La mise en contact peut également être réalisée en présence d’un liquide oxydant seul ou en mélange avec un gaz oxydant. Par définition, un gaz ou un liquide oxydant tel qu’utilisé(s) dans l’invention contient des espèces susceptibles de gagner un ou plusieurs électrons. Un liquide oxydant contenant des espèces oxygénés peut par exemple être utilisés, notamment des acides, des oxydes, des peracides ou des peroxydes.

Lorsque l’étape f) du procédé de l’invention est réalisée par la mise en contact de la fraction liquide lourde 14 issue de l’étape e) de séparation avec une coupe de distillât 15, au moins 20% poids de ladite coupe de distillât 15 présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieure ou égale à 120°C, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150°C. Avantageusement, la coupe de distillât 15 se caractérise en ce qu’elle comprend au moins 25% poids ayant une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, de préférence supérieure ou égale à 120°C, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150°C.

De manière avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillât selon l’invention présente une température d’ébullition d’au moins 252°C. De manière plus avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillât selon l’invention présente une température d’ébullition d’au moins 255°C.

Ladite coupe de distillât 15 peut en partie, voire en totalité provenir des étapes b) et/ou e) de séparation du procédé selon l’invention ou d’un autre procédé de raffinage ou encore d’un autre procédé chimique. L’utilisation de la coupe de distillât 15 selon l’invention présente l’avantage de s’affranchir de l’utilisation majoritaire de coupes à fortes valeurs ajoutées telles que les coupes pétrochimiques, naphta, etc.. De plus l’utilisation de la coupe de distillât 15 permet d’améliorer le rendement de la fraction liquide lourde 18 séparée des sédiments à l’étape g) de séparation physique des sédiments. En effet, selon l’invention, l’utilisation de la coupe distillât 15 permet le maintien de la solubilisation de composés valorisables dans la fraction liquide lourde à séparer des sédiments, contrairement à l’utilisation de coupes présentant des points d’ébullition plus bas, dans lesquelles ces composés valorisables se trouveraient précipitées avec les sédiments.

La coupe de distillât 15 comprend avantageusement des hydrocarbures ayant plus de 12 atomes de carbones, de préférence des hydrocarbures ayant plus de 13 atomes de carbones, de manière plus préférée des hydrocarbures ayant entre 13 et 40 atomes de carbones. La coupe de distillât 15 peut être utilisée en mélange avec une coupe de type naphta et/ou une coupe de type gazole sous vide. Ladite coupe de distillât 15 peut être utilisée en mélange avec la fraction légère 5 obtenue à l’issue de l’étape b). Dans le cas où la coupe de distillât 15 est mélangée avec une autre coupe, les proportions sont choisies de telle sorte que le mélange résultant respecte les caractéristiques de la coupe de distillât 15 selon l’invention. L’étape f) de précipitation selon l’invention permet d’obtenir l’ensemble des sédiments existants et potentiels (en convertissant les sédiments potentiels en sédiments existants) de manière à les séparer efficacement et ainsi atteindre la teneur en sédiments après vieillissement (IP390) de 0,1% poids maximum. L’étape f) de précipitation selon l’invention, quelle que soit la mise en oeuvre adoptée, est réalisée pendant un temps de séjour inférieur à 500 minutes, de préférence inférieur à 300 minutes, et de manière plus préférée inférieur à 60 minutes à une température comprise entre 25 et 350 °C, de préférerce comprise entre 50 et 350 °C, plus préférentiellement comprise entre 65 et 300 °C, et cè manière encore plus préférée entre 80 et 250 °C, et à une pression inférieure à 20 MPa, de préférence inférieure à 10 MPa, plus préférentiellement inférieure à 3 MPa et encore plus préférentiellement inférieure à 1,5 MPa.

Lorsque l’étape f) met en oeuvre une coupe de distillât 15, le ratio massique entre la coupe de distillât 15 et la fraction lourde 14 obtenue à l’issue de l’étape d) de séparation est compris 0,01 et 100, de préférence entre 0,05 et 10, de manière plus préférée entre 0,1 et 5, et de manière encore plus préférée entre 0,1 et 2. Lorsque la coupe de distillât 15 selon l’invention est tirée du procédé, il est possible d’accumuler cette coupe 15 pendant une période de démarrage de manière à atteindre le ratio désiré. L’étape f) de précipitation peut être réalisée à l’aide de plusieurs équipements. La mise en oeuvre peut être réalisée à l’aide d’un échangeur ou d’un four de chauffe suivi d’une ou plusieurs capacité(s) en série ou en parallèle telle(s) qu’un ballon horizontal ou vertical, éventuellement avec une fonction de décantation pour éliminer une partie des solides les plus lourds, et/ou un réacteur piston. Un mélangeur statique ou une cuve agitée et chauffée et éventuellement équipée d’une double enveloppe permettant une régulation de la température peut également être utilisée, et peut être munie d’un soutirage en fond pour éliminer une partie des solides les plus lourds. A l’issue de l’étape f), on obtient une fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments existants 16, éventuellement mélangée au moins en partie avec la coupe de distillât 15 ou l’agent oxydant utilisé lors de l’étape f). Ce mélange est envoyé dans l’étape g) de séparation physique des sédiments. Avant l’envoi de ladite fraction 16 dans l’étape g), il peut être avantageux de réaliser une sous étape de séparation intermédiaire pour séparer de la fraction hydrocarbonée au moins une partie de la coupe distillât 15 ou de l’agent oxydant utilisé lors de l’étape f). On peut par exemple réaliser un stripage pour éliminer l’oxygène dissout.

Etape g) de séparation physique des sédiments

Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape g) de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde 16 issue de l’étape f) de précipitation pour obtenir d’une part une fraction hydrocarbonée liquide 18, éventuellement en mélange avec la coupe de distillât 15 ou avec l’agent oxydant, et d’autre part une fraction de sédiments 17. Cette dernière fraction 17 est enrichie en sédiments.

La fraction liquide lourde 16 obtenue à l’issue de l’étape f) de précipitation contient des sédiments organiques de type asphaltènes précipités qui résultent des conditions d’hydrocraquage et des conditions de précipitation selon l’invention. Cette fraction liquide lourde 16 peut aussi contenir des fines de catalyseurs issues de l'attrition de catalyseurs de type extrudés dans la mise en oeuvre de réacteur d'hydrocraquage.

Ainsi, au moins une partie de la fraction liquide lourde 16 issue de l’étape f) de précipitation est soumise à une séparation physique des sédiments et des résidus de catalyseurs, au moyen d’un moyen de séparation physique choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation électrostatique, un filtre électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un décanteur centrifuge, un soutirage par vis sans fin. Une combinaison, en série et/ou en parallèle et pouvant fonctionner de manière séquentielle, de plusieurs moyens de séparation du même type ou de type différent peut être utilisée lors de cette étape g) de séparation physique des sédiments et résidus de catalyseurs. Une de ces techniques de séparation solide-liquide peut nécessiter l’utilisation périodique d’une fraction légère d’hydrocarbures de rinçage, issue du procédé ou non, permettant par exemple le nettoyage d’un filtre et l’évacuation des sédiments. A l’issue de l’étape g) de séparation physique des sédiments, on obtient une fraction hydrocarbonée liquide 18 à teneur réduite en sédiments, en particulier à teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids, pouvant comprendre éventuellement au moins une partie de la coupe de distillât 15 ou de l’agent oxydant selon l’invention introduite lors de l’étape f).

Dans le cas où la fraction hydrocarbonée liquide 18 comprend au moins une partie de la coupe de distillât 15 selon l’invention introduite lors de l’étape f), ce mélange peut être introduit dans une étape ultérieure h) consistant à séparer la coupe de distillât 15 de la fraction hydrocarbonée liquide d’intérêt à teneur réduite en sédiments 20, en particulier une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1% en poids.

Selon une mise en œuvre, une partie de la coupe de distillât 15 peut être laissée dans la fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments de manière à ce que la viscosité du mélange soit directement celle d’un grade de fioul souhaité.

Ladite fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments 18 ou 20 peut avantageusement servir comme base de combustible ou comme combustible, en particulier comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1% poids. Avantageusement, ladite fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments 18 ou 20 est mélangée avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d’un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d’un craquage catalytique, le résidu d’un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillât sous vide et/ou une huile décantée. A l’issue de l’étape g) de séparation des sédiments, on obtient une fraction riche en sédiments 17. Il peut par exemple s’agir de sédiments mélangés à une fraction légère d’hydrocarbures de rinçage utilisée de manière cyclique pour nettoyer le moyen de séparation physique mis en œuvre à l’étape g).

Conformément à l’invention, au moins une partie de la fraction de sédiments 17 séparée à l’étape g) est envoyée dans l’étape c) de désasphaltage, notamment pour entrer dans la composition de la fraction 9 comprenant de l’asphalte et du solvant ou du mélange de solvants issue de l’étape c).

Selon une mise en œuvre, au moins une partie de la fraction de sédiments 17 séparée à l’étape g) est renvoyée vers l’étape i) de conditionnement, en mélange avec la fraction 9 comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape c) et entrant dans la sous-étape i-) ).

Avantageusement, le pourcentage de la partie de la fraction de sédiments 17 recyclée dans l’étape c) peut varier entre 1 et 100% (v/v), voire entre 1 et 50% (v/v), de la fraction de sédiments 17 séparée à l’étape g).

Au moins une partie de la fraction riche en sédiments 17 peut être introduite avec la fraction lourde 6 issue de l’étape b) de séparation dans la colonne d'extraction ou le mélangeur-décanteur de l’étape c) de désasphaltage, généralement en dessous d’une première zone de contacteurs liquide-liquide. De préférence, une partie de la fraction de sédiments 17, de préférence la totalité, est injectée plus bas que la charge de désasphaltage, généralement en dessous d’une seconde zone de contacteurs liquide-liquide, la charge de désasphaltage étant injectée au-dessus de cette seconde zone de contacteurs. Cette mise en œuvre permet de limiter le contact des sédiments recyclés avec la fraction DAO 8 qui est extraite en tête de la colonne d'extraction ou du mélangeur-décanteur, de préférence au-dessus de la zone de contacteur(s) liquide-liquide située la plus haute.

Lorsqu’une partie de la fraction de sédiments 17 est recyclée à l’étape i) de conditionnement, il est avantageux que ladite partie soit injectée à la sous-étape U) en mélange avec la fraction 9 comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape c).

Dans la suite du texte, l’utilisation du terme asphalte est entendu comme l’asphalte comprenant les sédiments provenant de l’étape g) de séparation physique de sédiments.

Etape i) de conditionnement de la fraction asphalte comprenant les sous-étapes h) et i2)

Conformément au procédé de l’invention, la fraction 9 comprenant de l’asphalte et du solvant ou du mélange de solvants issue de l’étape c) est soumise à une étape de conditionnement i) comprenant les sous-étapes suivantes : - une sous-étape ii) pendant laquelle la fraction comprenant de l’asphalte est chauffée à une température comprise entre 120 et 340 °C et supérieure au point de ramollissement de l’asphalte pour séparer l’asphalte du solvant ou du mélange de solvants, - une sous-étape i2) pendant laquelle l’asphalte séparé du solvant ou du mélange de solvants est refroidi à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte pour former de l’asphalte sous forme solide 21.

Sous-étape h)

La sous-étape U) permet de récupérer le solvant ou le mélange de solvants issu de l’étape c) de désasphaltage, (en l’absence d’une étape de séparation dédiée ou incomplète). Cette sous-étape h) permet également de récupérer une fraction asphalte avec des sédiments exempte de solvant.

Selon un mode préféré, cette sous-étape h) de séparation est mise en oeuvre pour des fractions asphalte ayant un point de ramollissement hors solvant et hors fluxant (mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427) supérieur à 120°C, préférentiellement supérieur à 160°C, plus préférentiellement entre 160 et 250 °C, plus préféientiellement entre 170 et 220 °C.

La sous-étape h) de séparation est conduite de préférence à une température comprise entre 120 et inférieure ou égale à la température de craquage des hydrocarbures estimée à 340 °C (température généralement admise dais les distillations sous vide et ne conduisant pas à un craquage excessif). La sous-étape h) de séparation est également de préférence conduite à une température supérieure à la température d’ébullition du solvant ou du mélange de solvants.

La sous-étape h) de séparation est de préférence conduite à une pression faible, comprise entre 0,1 et 2 MPa, de préférence entre 0,1 et 1 MPa.

La sous-étape h) peut être opérée par stripage. La sous-étape ii) peut également être opérée sous vide ou alors sous le régime d’une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire sous vide. Lorsque l’élimination d’au moins une partie du solvant, du mélange de solvants est effectuée par stripage lors de la sous-étape ii), la pression est de préférence inférieure à la tension de vapeur du solvant, du mélange de solvants que l’on cherche à éliminer.

Cette sous-étape ii) de séparation permettant de purifier et séparer l’asphalte et le solvant ou le mélange de solvants peut mettre en oeuvre tous les équipements nécessaires (ballons séparateurs, colonnes de distillation ou de stripage, échangeurs de chaleur, fours, pompes, compresseurs, etc.). Le solvant ou le mélange de solvants et/ou le fluxant) peuvent donc être vaporisés, distillés ou strippés. De manière avantageuse, un gaz inerte peut être injecté pour faciliter le stripage.

Au cours de l’élimination du solvant ou du mélange de solvants, la fraction asphalte devient de plus en plus visqueuse. Il devient alors avantageux que la sous-étape h) puisse être réalisée dans une sous-unité ou une unité comprenant l’utilisation d’un équipement permettant de maintenir en mouvement ou de remuer ou de malaxer ou de pétrir mécaniquement la fraction comprenant l’asphalte tout le long de la sous-étape L) et au fur et à mesure de l’élimination du solvant, du mélange de solvants, ceci afin d’éviter le bouchage des équipements.

Pour atteindre la température désirée, la fraction comprenant de l’asphalte peut être chauffée au début ou au cours de la sous-étape ii), l’idéal étant de préférence que le ou les équipements permettant de maintenir en mouvement la fraction asphalte au cours de l’élimination du solvant, du mélange de solvants, soit équipé d’un système de chauffe. Ce ou ces équipements doivent également permettre par endroit l’évacuation du solvant, du mélange de solvants, par exemple à l’aide d’un ou plusieurs évents, de préférence situé(s) en partie haute du ou des équipements utilisés. Le solvant, le mélange de solvants ainsi récupérés peuvent être condensés et au moins en partie recyclés vers l’étape c) de désasphaltage.

Parmi les équipements utilisables, la mise en œuvre de la sous-étape h) peut comprendre par exemple des équipements utilisés dans la fabrication des polymères, tels que les équipements de dévolatilisation, les malaxeurs, les réacteurs-extrudeuses, les extrudeuses, les extrudeuses-malaxeuses, les pétrisseurs, les réacteurs-pétrisseurs, les mélangeurs, les mélangeurs réacteurs, les mélangeurs-pétrisseurs. De manière préférée, la sous-étape h) peut comprendre comme équipement principal un réacteur pétrisseur (kneader reactor selon la terminologie anglo-saxonne), de préférence équipé d’un système de chauffe. L’équipement mis en œuvre dans la sous-étape h) comporte avantageusement un dispositif mécanique, par exemple une pompe éventuellement complétée par un système de vannes, permettant d’évacuer l’asphalte vers la sous-étape i2) de l’étape intégrée de conditionnement.

Sous-étape i2)

La fraction asphalte issue de la sous-étape h) est soumise à une sous-étape i2) visant à obtenir l’asphalte sous forme solide 21, pour le rendre plus facilement transportable et valorisable.

Il est entendu que les sous-étapes U) et i2) peuvent être mises en œuvre simultanément dans le cas où les conditions opératoires conduisent à l’entrainement du solvant éventuellement à l’aide d’un gaz inerte de stripage, et lorsque lesdites conditions sont suffisantes pour provoquer le refroidissement simultané de l’asphalte.

Selon un mode préféré, la sous-étape i2) est mise en œuvre pour des fractions asphalte ayant un point de ramollissement hors solvant (mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36) supérieur à 120°C, préférentiellement supérieur à 160°C, plus préférertiellement entre 160 et 250 °C, plus préférentiellement entre 170 et 220 °C.

La sous-étape i2) est conduite à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte, de préférence inférieure d’au moins 25°C du point de ramollissement, de préférence inférieure d’au moins 50 °C du point de ramollissement, de manière plus préférée inférieure d’au moins 100°C <±i point de ramollissement. Pour la plupart des asphaltes, ayant par exemple un point de ramollissement compris entre 120 et 250 °C, plus l’écart entre la température de refroidssement et le point de ramollissement est élevé, plus la solidification de l’asphalte est facile. Dans les cas où le point de ramollissement de l’asphalte est très élevé, par exemple supérieur à 200 °C, la température de la sous-étape i2) peut être inférieure à 200°C, inférieure à 175°Cjnférieure à 150°C, voire inférieure à 100°C.

La sous-étape i2) est de préférence conduite à une pression faible, comprise entre 0,1 et 2 MPa, de préférence entre 0,1 et 1 MPa. La sous-étape i2) peut également être opérée en dépression, de préférence en légère dépression, de manière à évacuer les poussières d’asphalte éventuelles vers un système de dépoussiérage. La sous-étape i2) peut également comporter une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire en dépression.

Au cours de la sous-étape i2), la fraction asphalte se refroidit, devient plus visqueuse puis elle peut changer d’état et se trouver sous forme solide. Il devient alors particulièrement avantageux que la sous-étape i2) puisse être réalisée dans une sous-unité ou une unité comprenant l’utilisation d’un équipement permettant de maintenir en mouvement ou de remuer ou de malaxer ou de pétrir mécaniquement ou de broyer la fraction asphalte tout le long de la sous-étape i2) et au fur et à mesure du refroidissement, ceci afin d’obtenir de l’asphalte sous forme de solides divisés et d’éviter le bouchage des équipements.

Cette sous-étape de conditionnement peut mettre en œuvre tous les équipements nécessaires (ballons, échangeurs de chaleur, fours, pompes, vannes, etc.). Parmi les équipements utilisables, la mise en œuvre de la sous-étape i2) peut comprendre par exemple des malaxeurs, des broyeurs, des réacteurs-extrudeuses, des extrudeuses, des extrudeuses-malaxeuses, des pétrisseurs, des réacteurs-pétrisseurs, des mélangeurs, des mélangeurs réacteurs, des mélangeurs-pétrisseurs.

De manière préférée, la mise en œuvre de la sous-étape i2) comprend comme un équipement principal un réacteur pétrisseur (’kneader reactor’ selon la terminologie anglo-saxonne), de préférence équipé d’un système de refroidissement.

La mise en œuvre de la sous-étape i2) peut comporter un dispositif mécanique, par exemple un tube vibrant éventuellement complétée par des moyens d’évacuation de l’asphalte sous forme solides vers par exemple un dispositif de stockage. L’équipement mis en œuvre lors des sous-étapes h) et i2) peut-être le même de manière à assurer une continuité entre les deux sous-unités correspondant audites étapes. L’asphalte solide 21 issu de la sous-étape i2) peut être sous forme de morceaux d’asphalte (broyats, extrudés ou poudre) dont la plus grande dimension n’excède pas 10 cm, de préférence 5 cm, de manière plus préférée 1 cm. L’état de solides divisés de l’asphalte obtenu à l’issu de la sous-étape i2) est un critère important qui permet à cette fraction asphalte d’être facilement transportable et valorisable contrairement aux asphaltes liquides qui nécessitent d’être constamment chauffés pour être transportés ou aux asphaltes fluxées qui nécessitent de grande quantité de fluxants. L’asphalte solide 21 issu du procédé selon l’invention peut par exemple être valorisé comme combustible pour la production de ciments, d’électricité ou de vapeur, ou encore être gazéifié pour produire un gaz de synthèse ou de l’hydrogène.

Exemples

Les exemples suivants sont réalisés avec une charge A résidu sous vide Oural (VR Oural) dont les caractéristiques sont données dans le tableau 1 plus bas.

Ces exemples visent à montrer certains avantages du procédé selon l’invention.

Les exemples suivants illustrent des exemples de mise en œuvre du procédé selon l'invention (exemple 1 et exemple 2), sans en limiter la portée, et certaines de ses performances, en comparaison avec des procédés selon l’art antérieur (exemples 3, 4, 5 et 6).

Tableau 1

Dans le tableau 1 : ppm= partie par millions; C7 Asph = Asphaltènes C7,

Ni = Nickel; V = Vanadium; N = Azote; S = Soufre, IP390 : mesure des sédiments après vieillissement

Exemple 1 (conforme à l'invention) : procédé selon l’invention avec SDA conventionnel

La charge A est soumise à une étape d’hydrotraitement a) incluant deux réacteurs permutables. Les conditions opératoires de l’étape d’hydrotraitement en lit(s) fixe(s) de début de cycle sont données dans le tableau 2.

Tableau 2 L’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement est ensuite séparé lors d’une étape de séparation b).

La fraction lourde issue de l’étape de séparation b), c’est-à-dire la coupe 540 °C+ de l’effluent liquide issue de l’hydrotraitement lit fixe, est ensuite soumise à une étape de désasphaltage (SDA) conventionnel c). Les conditions du désasphaltage sont décrites tableau 3. Le rendement en DAO obtenu atteint 80%m/m (rendement par rapport à la charge d’entrée du SDA (coupe 540°C+). Les caractéristiques de la DAO (voir « DAO 1 ») et celles de la fraction lourde (coupe 540°C+) issue de l’étqDe b) sont détaillées dans le tableau 4.

Tableau 3

Tableau 4 L’huile désasphaltée DA01 est traitée dans une étape d’hydrocraquage d) dans une unité comprenant deux réacteurs en lit bouillonnant. Les conditions opératoires de l’étape d’hydrocraquage sont données dans le tableau 5. L’effluent issu de l’hydrocraquage d) est ensuite séparé (étape e)) en une fraction gazeuse et un effluent liquide.

Tableau 5

Les structures de rendement de l’effluent total issu de l’étape e) calculées par rapport à la charge d’entrée du procédé (charge fraîche A), la densité, les teneurs en soufre, métaux, sédiments après vieillissement (IP390), la teneur en asphaltènes C7 de l’effluent liquide sont donnés dans le tableau 6. La consommation en H2 de cette étape est de 2,1%m/m.

La conversion X540°C+ globale du schéma (définie sdon l’équation ci-dessous) est de 73,6%m/m.

(équation 1)

Tableau 6 A l’issue de l’étape de séparation e) traitant l’effluent d’hydrocraquage, une coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘DSV’ et du résidu sous vide ‘RSV’ (tableau 6) est soumise à une étape de précipitation f) des sédiments dans les conditions présentées ci-dessous (tableau 7 : conditions de précipitation).

Tableau 7

La coupe lourde récupérée à l’issue de l’étape de précipitation est ensuite filtrée sur un filtre métallique ayant une porosité de 5 microns (étape f)). Par rapport à la coupe lourde de type résidu atmosphérique utilisée comme charge en amont de la précipitation, le rendement en coupe liquide à teneur réduite en sédiment et récupéré après la séparation des sédiments (étape h)) est de 99% en poids (soit un rendement en sédiments de 1% en poids).

La totalité de la fraction riche en sédiments récupérée est alors recyclée à l’étape de désasphaltage ce qui permet de récupérer en un seul flux de solides comprenant l’asphalte issu des asphaltènes de la charge et les sédiments précipités à partir de la coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘VGO’ et du résidu sous vide ‘VR’. Cela constitue une mise en œuvre optimisée et économique en vue de l’étape i) de conditionnement.

Exemple 2 (conforme à l’invention) : procédé selon l’invention avec SDA sélectif

La charge A est soumise à une étape d’hydrotraitement incluant deux réacteurs permutables. Les conditions opératoires de l’étape d’hydrotraitement en lit(s) fixe(s) de début de cycle sont données dans le Tableau 8.

Tableau 8 L’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement est ensuite séparé lors d’une étape de séparation b).

La fraction lourde issue de l’étape de séparation b), c’est-à-dire la coupe 540°C+ de l’effluent liquide issu de l’hydrotraitement lit fixe, est ensuite soumise à une étape de désasphaltage c) dit sélectif (SDA sélectif) utilisant une combinaison de solvant apolaire/polaire dans les conditions subcritiques du mélange de solvants tel que mis en œuvre dans le brevet FR 2 999 597B. On utilise ici un mélange de solvant apolaire (heptane) et de solvant polaire (toluène) dans un rapport 94/6 volume, comme dans les exemples 3, 5 et 6.

Les conditions opératoires du SDA sélectif, les rendements et caractéristiques de la DAO obtenue (« DA03 >>) sont indiquées dans les tableaux 9 et 10. Le rendement en DAO obtenu atteint 93%m/m (rendement par rapport à la charge d’entrée du SDA (coupe 540 °C+).

Tableau 9

Tableau 10 L’huile désasphaltée DA03 est ensuite traitée dans une étape d’hydrocraquage d) dans une unité comprenant deux réacteurs en lit bouillonnant comme dans les autres exemples. Les conditions opératoires de l’étape en lit(s) bouillonnant(s) sont données dans le tableau 11.

Tableau 11

Les structures de rendement de l’effluent total issu de l’étape e) calculées par rapport à la charge d’entrée du procédé (charge fraîche A), la densité, les teneurs en soufre, métaux, sédiments après vieillissement (IP390), la teneur en asphaltènes C7 de l’effluent

liquide sont donnés dans le tableau 12. La consommation en H2 de cette étape est de 1,9%m/m.

Par comparaison avec l’exemple 1, cet enchaînement nous permet d’obtenir un effluent liquide avec des propriétés et des structures de rendement proches de celles de l’exemple 1, tout en ayant nettement amélioré la conversion X540°C+ globale du schéma pour atteindre 82,1%m/m (calculé selon l’équation 1 définie exemple 1).

Par comparaison avec l’exemple 3, cet enchaînement nous permet d’obtenir un effluent liquide avec moins d’impuretés notamment en soufre, métaux Ni+V et sédiments IP390, et ce, avec une conversion X540°C+ globale rreilleure de quelques points.

Tableau 12 A l’issue de l’étape de séparation e) traitant l’effluent d’hydrocraquage, une coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘DSV’ et du résidu sous vide ‘RSV’ (tableau 12) est soumise à une étape de précipitation f) des sédiments dans les conditions présentées ci-dessous (tableau 13 : conditions de précipitation).

Tableau 13

La coupe lourde récupérée à l’issue de l’étape de précipitation est ensuite filtrée sur un filtre métallique ayant une porosité de 5 microns (étape f)). Par rapport à la coupe lourde de type résidu atmosphérique utilisée comme charge en amont de la précipitation, le rendement en coupe liquide à teneur réduite en sédiment et récupéré après la séparation des sédiments (étape h)) est de 99% en poids (soit un rendement en sédiments de 1% en poids).

La totalité de la fraction riche en sédiments récupérée est alors recyclée à l’étape de désasphaltage ce qui permet de récupérer en un seul flux de solides comprenant l’asphalte issu des asphaltènes de la charge et les sédiments précipités à partir de la coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘VGO’ et du résidu sous vide ‘VR’. Cela constitue une mise en œuvre optimisée et économique en vue de l’étape i) de conditionnement.

Exemple 3 (non conforme à l'invention) : procédé sans étape a) et avec SDA sélectif

La même charge A que celle utilisée dans les exemples 1 et 2 est soumise à une étape de désasphaltage dit sélectif (SDA sélectif) utilisant une combinaison de solvant apolaire/polaire dans les conditions subcritiques du mélange de solvants. On utilise ici un mélange de solvant apolaire (heptane) et de solvant polaire (toluène) dans un rapport 94/6 volume comme dans les exemples 2, 5 et 6.

Les conditions du désasphaltage sont décrites tableau 14. Le rendement en DAO obtenu atteint 86%m/m (rendement par rapport à la charge d’entrée du SDA (VR Oural,)). Les caractéristiques de l’huile désasphaltée obtenue (DAO 2) sont détaillées dans le tableau 15.

Tableau 14

Tableau 15 L’huile désasphaltée DA02 est traitée dans une étape d’hydrocraquage d) dans une unité comprenant deux réacteurs en lit bouillonnant. Les conditions opératoires de l’étape en lit(s) bouillonnant(s) sont données dans le tableau 16 et sont identiques à celles des autres exemples. L’effluent issu de l’hydrocraquage d) est ensuite séparé (étape e) en une fraction gazeuse et un effluent liquide.

Tableau 16

Les structures de rendement de l’effluent total issu de l’étape e) calculées par rapport à la charge d’entrée du procédé (charge fraîche A), la densité, les teneurs en soufre,

métaux, sédiments après vieillissement (IP390), la teneur en asphaltènes C7 de l’effluent liquide sont donnés dans le tableau 17.

La consommation en H2 de cette étape est de 2,7%m/m.

La conversion X540°C+ globale du schéma est de 80%nYm (calculé selon l’équation 1 définie exemple 1).

Tableau 17 A l’issue de l’étape de séparation e) traitant l’effluent d’hydrocraquage, une coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘DSV’ et du résidu sous vide ‘RSV’ (tableau 17) est soumise à une étape de précipitation f) des sédiments dans les conditions présentées ci-dessous (tableau 18 : conditions de précipitation).

Tableau 18

La coupe lourde récupérée à l’issue de l’étape de précipitation est ensuite filtrée sur un filtre métallique ayant une porosité de 5 microns (étape f) ). Par rapport à la coupe lourde de type résidu atmosphérique utilisée comme charge en amont de la précipitation, le rendement en coupe liquide à teneur réduite en sédiment et récupéré après la séparation des sédiments (étape h) est de 99% en poids (soit un rendement en sédiments de 1% en poids).

La totalité de la fraction riche en sédiments récupérée est alors recyclée à l’étape de désasphaltage ce qui permet de récupérer en un seul flux de solides comprenant l’asphalte issu des asphaltènes de la charge et les sédiments précipités à partir de la coupe lourde de type résidu atmosphérique constituée du distillât sous vide ‘VGO’ et du résidu sous vide ‘VR’. Cela constitue une mise en œuvre optimisée et économique en vue de l’étape i) de conditionnement.

Exemple 4 (non conforme à l'invention) : procédé avec SDA conventionnel et sans étape e), f), g) h) et i)

La charge A est soumise à une étape d’hydrotraitement a) incluant deux réacteurs permutables. Les conditions opératoires de l’étape d’hydrotraitement en lit(s) fixe(s) de début de cycle sont données dans le tableau 19.

Tableau 19 L’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement est ensuite séparé lors d’une étape de séparation b).

La fraction lourde issue de l’étape de séparation b), c’est-à-dire la coupe 540 °C+ de l’effluent liquide issu de l’hydrotraitement lit fixe, est ensuite soumise à une étape de désasphaltage (SDA) conventionnel c). Les conditions du désasphaltage conventionnel sont décrites dans la tableau 20. Le rendement en DAO obtenu atteint 80%m/m (rendement par rapport à la charge d’entrée du SDA (coupe 540 °C+)) Les caractéristiques de la DAO (voir DA04) et celles de la fraction lourde (coupe 540°C+) issue de l’étape b) sont détaillées dans le tableau 21.

Tableau 20

Tableau 21 L’huile désasphaltée DA04 est traitée dans une étape d’hydrocraquage d) dans une unité comprenant deux réacteurs en lit bouillonnant. Les conditions opératoires de l’étape en lit(s) bouillonnant(s) sont données dans le tableau 22. L’effluent issu de l’hydrocraquage d) est ensuite séparé (étape e) en une fraction gazeuse et un effluent liquide.

Tableau 22

Les structures de rendement de l’effluent total issu de l’étape e) calculées par rapport à la charge d’entrée du procédé (charge fraîche A), la densité, les teneurs en soufre, métaux, sédiments après vieillissement (IP390), la teneur en asphaltènes C7 de l’effluent liquide sont donnés dans le tableau 23.

La consommation en H2 de cette étape est de 2,1%m/m.

La conversion X540°C+ globale du schéma est de 73,0%m/m (calculé selon l’équation 1 définie exemple 1 ).

Tableau 23

Exemple 5 (non conforme à l'invention) : procédé avec SDA sélectif et sans étape e). f), g) h) eti)

La charge A est soumise à une étape d’hydrotraitement incluant deux réacteurs permutables. Les conditions opératoires de l’étape d’hydrotraitement en lit(s) fixe(s) de début de cycle sont données dans le tableau 24.

Tableau 24

L’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement est ensuite séparé lors d’une étape de séparation b).

La fraction lourde issue de l’étape de séparation b), c’est-à-dire la coupe 540°C+ de l’effluent liquide issu de l’hydrotraitement lit fixe, est ensuite soumise à une étape de désasphaltage c) dit sélectif (SDA sélectif) utilisant une combinaison de solvant apolaire/polaire dans les conditions subcritiques du mélange de solvants tel que mis en œuvre dans le brevet FR 2 999 597B. On utilise ici un mélange de solvant apolaire (heptane) et de solvant polaire (toluène) dans un rapport 94/6 volume, comme dans les exemples 2, 3 et 6.

Les conditions opératoires du SDA sélectif, les rendements et caractéristiques de la DAO obtenue (« DA05 ») sont indiquées dans les tableaux 25 et 26. Le rendement en DAO obtenu atteint 93%m/m (rendement par rapport à la charge d’entrée du SDA (coupe 540 °C+)).

Tableau 25

Tableau 26 L’huile désasphaltée DA05 est ensuite traitée à une étape d’hydrocraquage d) dans une unité comprenant deux réacteurs en lit bouillonnant comme dans les autres exemples. Les conditions opératoires de l’étape en lit(s) bouillonnant(s) sont données dans le tableau 27.

Tableau 27

Les structures de rendement de l’effluent total issu de l’étape e) calculées par rapport à la charge d’entrée du procédé (charge fraîche A), la densité, les teneurs en soufre, métaux, sédiments après vieillissement (IP390), la teneur en asphaltènes C7 de l’effluent liquide sont donnés dans le tableau 28

La consommation en H2de cette étape est de 1,9%m/m.

La conversion X540°C+ globale du schéma atteint 82,1 %m/m (selon l’équation 1 définie exemple 1).

Tableau 28

Exemple 6 (non conforme à l'invention) : procédé avec SDA sélectif et sans étape a), e), fh g) h) et i)

La même charge A que celle utilisée dans les exemples 1 à 5 est soumise à une étape de désasphaltage dit sélectif (SDA sélectif) utilisant une combinaison de solvant apolaire/polaire dans les conditions subcritiques du mélange de solvants. On utilise ici un mélange de solvant apolaire (heptane) et de solvant polaire (toluène) dans un rapport 94/6 volume.

Les conditions du désasphaltage sont décrites tableau 29. Le rendement en DAO obtenu atteint 86%m/m (rendement par rapport à la charge d’entrée du SDA (VR Oural)). Les caractéristiques de l’huile désasphaltée obtenue (DAO 2) ainsi que celles de la charge d’entrée du SDA (VR Oural) sont détaillées dans le tableau 30.

Tableau 29

Tableau 30 L’huile désasphaltée DA06 est traitée dans une étape d’hydrocraquage d) dans une unité comprenant deux réacteurs en lit bouillonnant. Les conditions opératoires de l’étape en lit(s) bouillonnant(s) sont données dans le tableau 31 et sont identiques à celles des exemples 1 à 5.

Tableau 31

Les structures de rendement de l’effluent total issu de l’étape e) calculées par rapport à la charge d’entrée du procédé (charge fraîche A), la densité, les teneurs en soufre, métaux, sédiments après vieillissement (IP390), la teneur en asphaltènes C7 de l’effluent liquide sont donnés dans le tableau 32.

La consommation en H2 de cette étape est de 2,7%m/m.

La conversion X540°C+ globale du schéma est de δΟ'Χ.ιη'ιτι (selon l’équation 1 définie exemple 1).

Tableau 32

Claims (15)

1. REVENDICATIONS

   1. Procédé de traitement d’une charge hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 440°C, ledit procédécomprenant les étapes suivantes : a) une étape d’hydrotraitement réalisée dans un réacteur en lit fixe dans laquelle la charge hydrocarbonée, en présence d’hydrogène, est mis en contact avec un catalyseur d’hydrotraitement, b) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d’hydrotraitement a) en au moins une fraction légère et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350 °C, c) une étape de désasphaltage de la fraction lourde issue de l’étape de séparation b) au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants permettant d’obtenir d’une part une fraction comprenant de l’asphalte et du solvant ou du mélange de solvants, et d’autre part une fraction comprenant de l’huile désasphaltée, d) une étape d’hydrocraquage d’au moins une partie de la fraction comprenant l’huile désasphaltée issue de l’étape c) réalisée dans au moins un réacteur en lit bouillonnant en présence d’un catalyseur d’hydrocraquage et d’hydrogène, e) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d) en au moins une fraction gazeuse et une fraction liquide lourde contenant des composés bouillant à au moins 350 °C, f) une étape de précipitation des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape e) - par mise en contact de ladite fraction liquide lourde en présence d’un agent oxydant pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350°C, et une pression inférieure à 20 MPa, - ou par mise en contact de ladite fraction liquide lourde avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d’ébullition supérieure ou égale à 100°C, pendant une durée inférieure à 500 minutes,à une température comprise entre 25 et 350 °C, et une pression inférieure à 20 MPa, g) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction liquide lourde issue de l’étape de précipitation f) pour obtenir d’une part une fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments, éventuellement en mélange avec la coupe de distillât ou avec l’agent oxydant, et d’autre part une fraction de sédiments, au moins une partie de ladite fraction de sédiments étant recyclée à l’étape de désasphaltage c), h) une étape de séparation de ladite fraction hydrocarbonée liquide à teneur réduite en sédiments issue de l’étape g) de la coupe de distillât ou du solvant introduit lors de l’étape de précipitation des sédiments f), i) une étape de conditionnement sous forme solide de l’asphalte de la fraction comprenant l’asphalte et le solvant ou le mélange de solvants issue de l’étape de désasphaltage c), mise en oeuvre selon les sous étapes U) et i2) successives ou simultanées : U) une sous-étape de chauffage de la fraction comprenant de l’asphalte et le solvant ou le mélange de solvants à une température comprise entre 120 et 340°C et supérieure au point de ramollissement de l’asphalte pour séparer l’asphalte du solvant ou du mélange de solvants, i2) une sous-étape de refroidissement dudit asphalte séparé à la sous-étape h) à une température inférieure au point de ramollissement de l’asphalte pour former de l’asphalte sous forme solide.
2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel au moins une partie de la fraction de sédiments séparée à l’étape g) est renvoyée vers l’étape i) de conditionnement en mélange avec la fraction comprenant de l’asphalte et du solvant issue de l’étape a) entrant dans la sous-étape h).
3. 3. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel le solvant utilisé à l’étape c) est un solvant apolaire composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 9.
4. 4. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel l’étape c) de désasphaltage met en oeuvre une combinaison de solvants polaire(s) et apolaire(s).
5. 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel une partie ou la totalité d’un mélange de solvants polaire(s) et apolaire(s) est injectée en un premier point dans un colonne d'extraction tandis qu’un solvant ou l’autre partie dudit mélange de solvant(s) polaire(s) et apolaire(s) est injecté en un deuxième point situé plus bas que le premier point dans la colonne d’extraction.
6. 6. Procédé selon la revendication 4 ou 5, dans lequel le solvant polaire utilisé est choisi parmi les solvants aromatiques purs ou napthéno-aromatiques, les solvants polaires comportant des hétéroéléments, ou leur mélange.
7. 7. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange.
8. 8. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel l'étape c) de désasphaltage est mise en oeuvre en conditions subcritiques pour ledit solvant ou mélange de solvants.
9. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel l'étape c) est mise en oeuvre à une température de désasphaltage comprise entre 50 et 350 °C et une pression comprise entre 0,1 et 6 MPa.
10. 10. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel l’asphalte présente un point de ramollissement hors solvant mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427 supérieur à 120°C.
11. 11. Procédé selon la revendication 10, dans lequel l’asphalte présente un point de ramollissement hors solvant mesuré selon la méthode Bille et Anneau de la norme EN 1427 ou Ring and Bail de la norme ASTM D36, ou EN 1427 supérieur à 160°C.
12. 12. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel les sous-étapes h) et i2) sont conduites dans au moins deux sous-unités ou dans une seule unité équipée(s) d’au moins un moyen apte à maintenir en mouvement ou de remuer ou de broyer de manière continue la fraction asphalte, d’au moins un moyen de chauffage et de refroidissement et d’au moins de moyens aptes à évacuer le solvant, le mélange de solvants et/ou le fluxant du procédé.
13. 13. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la sous-étape h) de séparation est conduite à une température supérieure à la température d’ébullition du solvant, du mélange de solvants et à une pression comprise entre 0,1 et 2 MPa ou sous vide, ou alors sous le régime d’une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire sous vide.
14. 14. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel la sous-étape U) comporte un dispositif mécanique permettant d’évacuer l’asphalte vers la sous-étape i2) de l’étape de conditionnement.
15. 15. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel la sous-étape i2) est conduite à une température inférieure d’au moins 25°C du point de ramollissement, et à une pression comprise entre 0,1 et 2 MPa ou en dépression ou alors sous le régime d’une opération unitaire en pression suivie d’une opération unitaire en dépression.