FR3088072A1 - Procede de craquage catalytique en lit fluidise d’un petrole de schiste en co-traitement avec une charge conventionnelle de fcc - Google Patents

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Description

DESCRIPTION
TITRE : PROCEDE DE CRAQUAGE CATALYTIQUE EN LIT FLUIDISE D’UN PETROLE DE SCHISTE EN CO-TRAITEMENT AVEC UNE CHARGE CONVENTIONNELLE DE FCC
Domaine technique
L'invention concerne le domaine du craquage catalytique en lit fluidisé (« fluid catalytic cracking >> ou FCC selon la terminologie anglo-saxonne) pour la production d’essence (« gasoline » ou GLN selon la terminologie anglo-saxonne) à haut rendement et haut indice d’octane.
La production de pétrole de schiste (« light tight oil « ou « tight oil » ou LTO selon la terminologie anglo-saxonne) a fortement augmenté dans les dernières années, notamment aux Etats-Unis. La production actuelle de pétrole de schiste aux US représente 24% de leur demande en pétrole brut. Les pétroles de schiste sont des charges généralement légères, paraffiniques, contenant des métaux différents de ceux présents dans les bruts conventionnels. Les raffineries actuelles sont plutôt dimensionnées pour traiter des bruts lourds. Les rendements plus élevés de naphtha et de distillât des pétroles de schiste peuvent goulotter la distillation atmosphérique et donc limiter la quantité de brut traité. Il faut donc trouver des moyens alternatifs pour traiter les pétroles de schiste.
Etat de l’art
Un premier document « Processing Tight Oils in FCC: Issues, Opportunities and Flexible Catalytic Solutions » publié en 2014 par « Grace Catalysts Technologies Catalagram® « dans le No. 114 du journal « Catalagram® A Catalysts Technologies Publication », décrit des tests de craquage sur petit pilote (ACE™) d’une charge à 100% de pétrole de schiste de type « Bakken crude » qu’ils ont comparée avec une charge 100% gazole sous vide (« vacuum gas oil » ou « VGO » selon la terminologie anglo-saxonne). Il est mis en avant dans le tableau VI du premier document le fait que le craquage d’une charge 100% pétrole de schiste diminue les rendements en gaz sec (« dry gas » selon la terminologie anglosaxonne), gaz de pétrole liquéfié (« Liquefied petroleum gas » ou LPG selon la terminologie anglo-saxonne), gasoil léger (« Light Cycle Oil » ou LCO selon la terminologie anglo saxonne), coupes de fond et coke ; et augmente les rendements en essence par rapport à une charge 100% gazole sous vide. Par contre, l’essence obtenue possède un indice d’octane « recherche » (« research octane number » ou RON selon la terminologie anglosaxonne) bien plus faible. Des tests sur un plus gros pilote (DCR™) mènent aux mêmes conclusions.
Un deuxième document « Novel Propylene Production Route: Utilizing Hydrotreated Shale Oil as Feedstock via Two-Stage Riser Catalytic Cracking » publié en 2015 par « China University of Petroleum et Petrochina » dans le No. 29, pages 7190-7195 du journal « Energy Fuels », décrit des tests de craquage d’une charge conventionnelle B comprenant 70% poids de gazole sous vide et 30% poids de résidu sous vide (« vacuum residue » ou VR selon la terminologie anglo-saxonne), et une charge C comprenant 70% poids de pétrole de schiste hydrotraité (« hydrotreated » ou HDT selon la terminologie anglo-saxonne) et 30% poids de résidu sous vide.
La demande de brevet WO 2017/105871 A1 décrit un procédé de craquage catalytique d’un résidu atmosphérique (« atmopheric residue » ou ATR selon la terminologie anglo-saxonne), issu de pétrole de schiste. Selon la demande de brevet, en raison d’une faible teneur en métaux, soufre et précurseurs de coke, un résidu atmosphérique (coupe 343 ou 371 °C+) issu d’un pétrole de schiste avec au moins 20% poids de 566°C+ peut être une charge appropriée pour un procédé FCC sans avoir besoin de l’envoyer à une distillation sous vide.
Le brevet CN 102286291 B décrit un procédé de craquage catalytique de pétrole de schiste qui comprend une étape de craquage catalytique de pétrole de schiste et d’huile non convertie dans un réacteur de craquage catalytique. Le réacteur comprend deux zones. La charge conventionnelle du procédé FCC est mise en contact avec un catalyseur frais dans une première zone réactionnelle. Les produits obtenus sont envoyés dans une deuxième zone réactionnelle en mélange avec le pétrole de schiste.
Résumé
Dans le contexte précédemment décrit, un premier objet de la présente description est de surmonter les problèmes de l’art antérieur en envoyant un pétrole de schiste (e.g. directement) vers un procédé FCC (e.g. sans séparation préalable et/ou sans (hydro)traitement préalable d’un pétrole de schiste brut). Nous avons en effet trouvé que le co-traitement des pétroles de schiste avec une charge plus lourde (e.g. charge conventionnelle FCC) permet à la fois d’obtenir au global une charge principale moyennement lourde et donc plus facile à traiter dans un procédé FCC et d’obtenir des essences possédant des RON supérieurs.
Selon un premier aspect, les objets précités, ainsi que d’autres avantages, sont obtenus par un procédé FCC d’une charge (i.e., charge principale ou charge d’entrée du système FCC) comprenant un pétrole de schiste et au moins une charge conventionnelle pour produire un effluent (e.g. comprenant une coupe essence à haut rendement et haut indice d’octane), dans lequel la charge présente une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de la charge est comprise entre 0,84 et 0,91.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, la charge conventionnelle comprend une huile choisie parmi le groupe consistant en un gazole sous vide, un résidu atmosphérique, un gasoil de cokéfaction, un résidu sous vide et un recycie d’une étape d’hydrocraquage.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, la charge présente une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de la charge est comprise entre 0,860 et 0,892.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, la charge présente une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de la charge est comprise entre 0,866 et 0,886.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le pétrole de schiste comprend au moins une des caractéristiques suivantes : densité comprise entre 0,65 et 0,9 ;
teneur en C5-220°C étant supérieure à 15% poids et de préférence supérieure à 20% poids par rapport au poids total du pétrole de schiste ;
teneur en soufre inférieur à 0,5% poids par rapport au poids total du pétrole de schiste ; teneur en métaux comprises entre 0 et 500 ppm par rapport au poids total du pétrole de schiste.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le pétrole de schiste comprend au moins 30% poids de composés ayant un point d’ébullition inférieur à 300°C par rapport au poids total du pétrole de schiste.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le pétrole de schiste comprend au moins 50% poids de composés ayant un point d’ébullition inférieur à 300°C par rapport au poids total du pétrole de schiste.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, les conditions opératoires du procédé sont les suivantes :
température de sortie du réacteur : entre 500°C et 700°C ;
rapport C/O compris entre 2 et 20.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé utilise au moins catalyseur de craquage catalytique comprenant une matrice d'alumine, de silice ou de silice alumine avec une zéolithe.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le catalyseur comprend au moins 15% poids de zéolite Y par rapport au poids total du catalyseur.
Des modes de réalisation selon le premier aspect ainsi que d’autres caractéristiques et avantages des procédés selon le premier aspect vont apparaître à la lecture de la description qui va suivre, donnée à titre uniquement illustratif et non limitatif, et en référence aux dessins suivants.
Brève description des dessins [Fig 1] La figure 1 représente un graphe montrant l’évolution du rendement essence en fonction de la teneur en pétrole de schiste dans la charge FCC (mélange avec HDT VGO ou ATR).
[Fig 2] La figure 2 représente un graphe montrant un optimum de RON lorsqu’on augmente la teneur en pétrole de schiste de la charge FCC.
[Fig 3] La figure 3 représente l’octane baril de l’essence en fonction de la teneur en pétrole de schiste d’une charge FCC comprenant du gazole sous vide hydrotraité.
[Fig 4] La figure 4 représente l’octane baril de l’essence en fonction de la teneur en pétrole de schiste d’une charge FCC comprenant du résidu atmosphérique.
[Fig 5] La figure 5 représente un graphe montrant que, bien que la charge conventionnelle, le catalyseur et le C/O utilisés soient modifiés, l’octane baril peut être augmenté en fonction de la densité résultante de l’ajout du pétrole de schiste dans la charge FCC.
Description des modes de réalisation
L’invention concerne un procédé FCC d’une charge FCC comprenant un pétrole de schiste en co-traitement avec une charge conventionnelle de FCC pour la production d’essence au haut rendement et haut indice d’octane.
Spécifiquement, nous avons trouvé qu’une charge de type pétrole de schiste, par exemple un pétrole de schiste non fractionnée et/ou non hydrotraité (i.e., LTO brut), peut être envoyée dans un procédé FCC en co-traitement avec une charge conventionnelle de FCC (e.g. VGO, ATR, VR, etc...), optionnellement hydrotraitée, pour produire de l’essence à haut rendement et haut indice d’octane.
Le procédé FCC selon l’invention peut être défini comme comprenant le craquage catalytique en lit fluidisé d’une charge FCC comprenant un pétrole de schiste et au moins une charge conventionnelle pour produire un effluent, la charge FCC présentant une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de la charge FCC est comprise entre 0,84 et 0,91, préférablement entre 0,860 et 0,892, de façon très préférée entre 0,866 et 0,886. La charge conventionnelle peut comprendre au moins une huile choisie parmi le groupe consistant en un gazole sous vide, un résidu atmosphérique, un gasoil de cokéfaction (« coker gas oil » ou CGO selon la terminologie anglo-saxonne), un résidu sous vide et un recycle d’une étape d’hydrocraquage.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé FCC comprend la séparation et le fractionnement de l’effluent pour produire de l’essence et optionnellement du gaz sec, du LPG, du LCO et/ou une coupe de fond.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le pétrole de schiste comprend au moins une des caractéristiques suivantes :
densité comprise entre 0,65 et 0,9, préférablement entre 0,7 et 0,9, de façon très préférée entre 0,70 et 0,85 ;
teneur en C5-220°C supérieure à 15% poids et de préférence supérieure à 20% poids par rapport au poids total du pétrole de schiste ;
teneur en soufre inférieure à 0,5% poids par rapport au poids total du pétrole de schiste ; teneur en métaux (notamment calcium, potassium, fer, ...) comprises entre 0 et 500 ppm par rapport au poids total du pétrole de schiste.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le pétrole de schiste comprend au moins 30% poids de composés ayant un point d’ébullition inférieur à 300°C, préférablement au moins 50% poids par rapport au poids total du pétrole de schiste.
Il est entendu dans la présente description qu’un produit d’un procédé FCC, tel qu’un effluent d’un réacteur FCC n’est pas considéré comme étant une charge conventionnelle d’un FCC.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, les conditions opératoires du procédé FCC sont les suivantes :
température de sortie du réacteur (« reactor outlet temperature « ou ROT selon la terminologie anglo-saxonne) : entre 500°C et 700°C, préférablement entre 500°C et 600°C ; rapport C/O (« Catalyst to Oil ratio » selon la terminologie anglo-saxonne) compris entre 2 et 20, préférablement entre 3 et 10.
Selon un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé FCC utilise un catalyseur comprenant une matrice d'alumine, de silice ou de silice alumine avec une zéolithe. Le catalyseur FCC peut comprendre au moins 15% poids de zéolite Y et optionnellement de zéolite ZSM-5 ou autre zéolithe par rapport au poids total du catalyseur.
Les densités sont mesurées par analyse référence NF EN ISO 12185, par exemple au laboratoire d’analyses pétrolière IFPEN (R05). Pour les mélanges, les densités sont calculées à partir des densités des charges pures et en fonction des proportions du mélange, tel que par exemple : densité mélange Fi+Fj = 1/(Fi%/densité Fi + Fj%/densité Fj) avec Fj%= 1- Fi%.
L'invention sera mieux comprise à la lecture des exemples qui suivent.
Exemples
Des tests pilote ont été effectués sur petit pilote (unité « short-contact- time resid test » ou SCT-RT selon la terminologie anglo-saxonne) pour étudier l’impact de la teneur en LTO sur les rendements des produits en sortie. Les conditions opératoires appliquées pour ces tests sont résumées dans le tableau 1 suivant :
[Table 1]
Pression (MpaA) 0,15
Mode opératoire Adiabatique
C/O 4-9
Température à injection de charge (°C) 610
Température tête de réacteur (°C) 530
Masse de charge injectée (g) 3
Ces conditions opératoires sont spécifiques à une unité SCT-RT et sont équivalentes à des conditions opératoires d’une unité de FCC standard pour une conversion comprise entre 70 et 80% poids. La conversion étant définie selon la formule suivante : 100 - (% poids LCO + % poids de la coupe 360°C+ (i.e., « LCO% + SLURRY% » selon la terminologie anglosaxonne)). A titre d’exemple, la température à l’injection de la charge de 610°C, utilisée comme paramètre sur SCT-RT, correspondrait à une ROT sur une unité de FCC standard comprise entre 500 et 590°C.
Les propriétés du pétrole de schiste sont décrites dans le tableau 2 suivant.
[Table 2]
Propriétés LTO
Densité @ 15°C 0,7543
Soufre (% poids) 0,07
Carbone de Conradson (% poids) 0,5
Azote total (ppm poids) 306
Azote basique (ppm poids) 111,9
Ni (ppm poids) <2
V (ppm poids) <2
Carbone (% poids) 85,38
Hydrogène (% poids) 14,62
Carbone aromatique (%) 9,09
Carbone paraffinique (%) 74,08
Carbone naphténique (%) 16,83
Ce pétrole de schiste a été mélangée avec du gazole sous vide hydrotraité et du résidu atmosphérique dont les propriétés sont décrites dans le tableau 3 suivant.
[Table 3]
Propriétés HDT VGO ATR
Densité @ 15°C 0,9018 0,9387
Soufre (% poids) 0,0612 0,5043
Carbone de Conradson (% poids) <0,1 4,92
Azote total (ppm poids) 842 2125
Azote basique (ppm poids) 192 664,25
Viscosité @ 100°C (cSt) 7,45 23,08
Viscosité @ 70°C (cSt) 16,92 70,86
Ni (ppm poids) <2 4,3
V (ppm poids) <2 7,6
Asphaltènes en C5 (% poids) 0,35
Asphaltènes en C7 (% poids) 1,2
Indice de réfraction @ 70°C 1,4805 1,5005
Carbone (% poids) 86,85 87,2
Hydrogène (% poids) 12,79 12,11
Carbone aromatique (% poids) 15,2 19,5
Carbone paraffinique (% poids) 60,15 53,7
Carbone naphténique (% poids) 24,65 26,8
SAR Saturé (% poids) 52,4
SAR Aromatique (% poids) 40,7
SAR Résines (% poids) 6,9
Les tests ont été effectués avec des teneurs en pétrole de schiste allant de 0 à 100% poids, un rapport C/O de 4 et un catalyseur différent pour chaque charge conventionnelle dont les principales propriétés sont résumées dans le tableau 4 suivant.
[Table 4]
Propriétés Catalyseur 1 Catalyseur 2
TSA (m2/g) 345 380
ZSA/MSA 2,45 1,9
REO (% poids) 0,9 2
ZSM-5 (% poids) 0 0
TSA :surface totale
ZSA : surface zéolithique
MSA : surfaces de la matrice
REO : oxyde des terres rares
Dans les figures 1 à 4, les losanges représentent les résultats obtenus avec une charge FCC comprenant du pétrole de schiste et du gazole sous vide hydrotraité en présence du catalyseur 2 et avec un C/O de 4 ; les triangles représentent les résultats obtenus avec une charge FCC comprenant du pétrole de schiste et du résidu atmosphérique en présence du catalyseur 1 et avec un C/O de 4).
La figure 1 représente un graphe montrant l’évolution du rendement essence en fonction de la teneur en pétrole de schiste dans la charge. Le rendement essence augmente avec la teneur en pétrole de schiste car la fraction naphtha du pétrole de schiste est de base plus importante que celle d’une charge conventionnelle de FCC.
Dans ces exemples, la coupe naphtha du pétrole de schiste est paraffinique (voir tableau 2) et a donc par défaut un RON plutôt bas. Comme expliqué plus haut, l’augmentation du rendement essence vient en partie de la coupe naphtha du pétrole de schiste qui n’est pas ou peu craquée, on pourrait donc s’attendre à avoir un RON qui diminue avec la teneur en pétrole de schiste du mélange. Au contraire, on peut voir sur la figure 2 qu’il existe un optimum de RON lorsqu’on augmente la teneur en pétrole de schiste du mélange, qui se situe entre 10 et 25% dans le cas du gazole sous vide hydrotraité et autour de 10% dans le cas du résidu atmosphérique.
Afin d’augmenter la production d’essence, il est possible de faire un compromis entre le rendement obtenu et sa qualité (représentée en grande partie par son RON/MON). Le terme MON signifie l’indice d’octane « moteur » (« motor octane number » selon la terminologie anglo-saxonne). Ce compromis peut s’exprimer en octane baril (octane baril = Rendement essence (BPSD) X (RON+MON)/2). Le terme BPSD signifie barils par jour de fonctionnement (« barrels per stream day » selon la terminologie anglo-saxonne). Les figures 3 et 4 représentent l’octane baril de l’essence en fonction de la teneur en pétrole de schiste d’une charge comprenant du gazole sous vide hydrotraité et du résidu atmosphérique, respectivement. Dans ces exemples, l’optimum se situe vers 15% poids de pétrole de schiste dans le mélange pour le gazole sous vide hydrotraité et plus proche de 50% poids de pétrole de schiste dans le mélange pour le résidu atmosphérique.
Tel que montré dans la figure 5, il est possible d’augmenter l’octane baril en utilisant une charge FCC présentant une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de la charge FCC est comprise entre 0,84 et 0,91, préférablement entre 0,860 et 0,892, de façon très préférée entre 0,866 et 0,886. L’exemple A correspond à un procédé FCC d’une charge comprenant du gazole sous vide hydrotraité et du pétrole de schiste avec un C/O de 4 et le catalyseur 1. L’exemple B correspond à un procédé FCC d’une charge comprenant du gazole sous vide hydrotraité et du pétrole de schiste avec un C/O de 9 et le catalyseur 1. L’exemple C correspond à un procédé FCC d’une charge comprenant du résidu atmosphérique et du pétrole de schiste avec un C/O de 4 et le catalyseur 2. La figure 5 montre clairement que, bien que la charge conventionnelle, le catalyseur et le C/O utilisés soient modifiés, l’octane baril peut être augmenté en fonction de la densité résultante du mélange du pétrole de schiste avec la charge conventionnelle.

Claims (10)

  1. REVENDICATIONS
    1. Procédé de craquage catalytique en lit fluidisé d’une charge comprenant un pétrole de schiste et au moins une charge conventionnelle pour produire un effluent, dans lequel la charge présente une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de !a charge est comprise entre 0,84 et 0,91.
  2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la charge conventionnelle comprend une huile choisie parmi le groupe consistant en un gazole sous vide, un résidu atmosphérique, un gasoil de cokéfaction, un résidu sous vide et un recycle d’une étape d’hydrocraquage.
  3. 3. Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 2, dans lequel la charge présente une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de !a charge est comprise entre 0,860 et 0,892.
  4. 4. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la charge présente une teneur en pétrole de schiste de sorte que la densité de la charge est comprise entre 0,866 et 0,886.
  5. 5. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le pétrole de schiste comprend au moins une des caractéristiques suivantes :
    densité comprise entre 0,65 et 0,9 ;
    teneur en C5-220°C supérieure à 15% poids et de préférence supérieure à 20% poids ; teneur en soufre inférieure à 0,5% poids ;
    teneur en métaux comprises entre 0 et 500 ppm.
  6. 6. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le pétrole de schiste comprend au moins 30% poids de composés ayant un point d’ébullition inférieur à 300°C.
  7. 7. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le pétrole de schiste comprend au moins 50% poids de composés ayant un point d’ébullition inférieur à 300°C.
  8. 8. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les conditions opératoires du procédé sont les suivantes :
    température de sortie du réacteur : entre 500°C et 700°C.
    5 rapport C/O compris entre 2 et 20.
  9. 9. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, utilisant au moins catalyseur de craquage catalytique comprenant une matrice d'alumine, de silice ou de silice alumine avec une zéolithe.
  10. 10. Procédé selon la revendication 9, dans iequel le catalyseur comprend au moins 15% poids de zéolite Y.
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