FR3098824A1 - Procede de production d’olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage - Google Patents
Procede de production d’olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage Download PDFInfo
- Publication number
- FR3098824A1 FR3098824A1 FR1908079A FR1908079A FR3098824A1 FR 3098824 A1 FR3098824 A1 FR 3098824A1 FR 1908079 A FR1908079 A FR 1908079A FR 1908079 A FR1908079 A FR 1908079A FR 3098824 A1 FR3098824 A1 FR 3098824A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- fraction
- stage
- separation
- compounds
- boiling point
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 title claims description 70
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 12
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 59
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 47
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 35
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 78
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 69
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 67
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 54
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 47
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 43
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 claims description 42
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 36
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 32
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 25
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 20
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 19
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims description 14
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims description 11
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 11
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 9
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 8
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- 238000000622 liquid--liquid extraction Methods 0.000 claims description 5
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 claims description 5
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 4
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 39
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 22
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 22
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 16
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 11
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 10
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 9
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 8
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 8
- 230000003716 rejuvenation Effects 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 5
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 5
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910003294 NiMo Inorganic materials 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 2
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N Deuterium Chemical compound [2H] YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000011959 amorphous silica alumina Substances 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000005235 decoking Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910021472 group 8 element Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012454 non-polar solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 1
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MOWNZPNSYMGTMD-UHFFFAOYSA-N oxidoboron Chemical class O=[B] MOWNZPNSYMGTMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 1
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0409—Extraction of unsaturated hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/003—Solvent de-asphalting
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/14—Hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
- C10G45/16—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0454—Solvent desasphalting
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/06—Vacuum distillation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
- C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4012—Pressure
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/44—Solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/20—C2-C4 olefins
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
La présente invention concerne un procédé de production d’oléfines à partir d’une charge 11 hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 180°C et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C.
Description
La présente invention concerne un procédé de production d’oléfines à partir de fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autres des impuretés soufrées, des métaux et des asphaltènes.
L’amélioration des motorisations et l’électrification progressive d’une partie des véhicules ont entrainé une évolution de la demande en produits pétroliers avec une tendance à réduire la croissance de la demande en carburants. A l’inverse, la croissance de la demande en bases pétrochimiques et notamment en oléfines est plus soutenue. L’éthylène et le propylène sont par exemple des oléfines très recherchées, car elle sont des intermédiaires essentiels pour de nombreux produits pétrochimiques tels le polyéthylène ou encore le polypropylène. Il y a donc un intérêt à intégrer davantage les sites de raffinage et les sites pétrochimiques existants, à remodeler les sites de raffinage, de manière à produire au moins en partie des bases pétrochimiques, ou à concevoir de nouveaux schémas intégrés de raffinage-pétrochimie, ou encore à concevoir des sites où la majeure partie ou la totalité du brut est convertie en bases pétrochimiques.
Le principal procédé permettant la conversion de fractions lourdes hydrocarbonées en oléfines à haut rendement est le vapocraquage. La production des oléfines recherchées s’accompagne de co-produits, notamment de composés aromatiques et d’huile de pyrolyse qui nécessitent des étapes de purification. De plus, la sélectivité en oléfines recherchées est fortement dépendante de la qualité des charges introduites dans l’étape de vapocraquage. Il y a donc un intérêt à identifier de nouveaux procédés permettant la production d’oléfines à partir de fractions lourdes hydrocarbonées de manière plus efficace, rentable et indépendante de la fraction hydrocarbonée lourde traitée.
Avantageusement, le procédé selon l’invention permet d’optimiser les propriétés des fractions qui vont être introduites à l’étape de vapocraquage et ainsi maximiser les rendements en oléfines d’intérêt lors de l’étape de vapocraquage.
Dans les procédés de traitement de fractions lourdes d'hydrocarbures, l’hydrotraitement de résidu en lit fixe permet d’éliminer une partie des contaminants de la charge, notamment les métaux, le soufre et les asphaltènes.
Il est également connu de réaliser des opérations de désasphaltage. Le désasphaltage permet de séparer une fraction asphalte riche en asphaltènes appelée pitch selon la terminologie anglo-saxonne d’une fraction huile désasphaltée, appelée DAO pour “DeAsphalted Oil” selon la terminologie anglo-saxonne, à teneur fortement réduite en asphaltènes, facilitant ainsi sa valorisation par craquage catalytique ou hydrocraquage.
Les produits de conversion et plus particulièrement les coupes lourdes issues des procédés de conversion telles les huiles déasphaltées et les distillats sous vide sont difficilement traitables directement dans une étape de vapocraquage. La présence de fortes teneurs en composés naphténiques et aromatiques conduit à une forte baisse des rendements en oléfines d’intérêt, à une hausse du rendement en huile de pyrolyse et à un cokage accru des tubes des fours de vapocraquage ce qui nuit à l’opérabilité. Il est donc nécessaire d’améliorer l’opérabilité de l’étape de vapocraquage afin de produire des oléfines avec de bon rendement.
La présente invention vise à surmonter les problèmes exposés ci-dessus, et notamment à fournir un procédé permettant une production flexible d’oléfines et optimisée à partir de charges hydrocarbonées lourdes de manière à améliorer la rentabilité du procédé de production d’oléfines.
Ainsi, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé de production d’oléfines comprenant une étape d’hydroconversion de résidus en lit bouillonnant, une étape de désasphaltage pour produire une fraction DAO et une fraction asphalte, une étape d’hydrocraquage en lit fixe, une étape d’extraction pour produire un raffinat et une fraction riche en aromatiques et une étape de vapocraquage dudit raffinat.
Le procédé selon la présente invention présente les avantages suivants :
- la valorisation de fraction lourde en intermédiaires pétrochimiques essentiels,
- une production d’oléfines à partir de fractions lourdes avec un bon rendement,
- la diminution du coût de production d’oléfine,
- une flexibilité du procédé permettant de traiter toutes fractions lourdes hydrocarbonées quelques soient leurs origines,
- l’enchaînement d’une étape d’hydroconversion de résidus et d’une étape de désasphaltage permettant une conversion profonde de la fraction résiduelle et notamment des asphaltènes,
- la limitation de la formation de coke lors de ladite étape de vapocraquage.
- la valorisation de fraction lourde en intermédiaires pétrochimiques essentiels,
- une production d’oléfines à partir de fractions lourdes avec un bon rendement,
- la diminution du coût de production d’oléfine,
- une flexibilité du procédé permettant de traiter toutes fractions lourdes hydrocarbonées quelques soient leurs origines,
- l’enchaînement d’une étape d’hydroconversion de résidus et d’une étape de désasphaltage permettant une conversion profonde de la fraction résiduelle et notamment des asphaltènes,
- la limitation de la formation de coke lors de ladite étape de vapocraquage.
L’objet de la présente invention concerne un procédé de production d’oléfines à partir d’une charge 1 hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 180°C et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, ledit procédé comprenant les étapes suivantes :
a) une étape d’hydroconversion réalisée dans un réacteur en lit bouillonnant dans lequel ladite charge hydrocarbonée lourde 1 en présence d’hydrogène 2 sont mis en contact en présence d’un catalyseur d’hydroconversion, ladite étape permettant l’obtention d’un effluent 3 ;
b) une étape de séparation de l’effluent 3 issu de l’étape a) d’hydroconversion en une fraction gazeuse 4, une fraction 11 comprenant des composés ayant une température d’ébullition compris entre 350 et 540°C et une fraction liquide résidu sous vide 5 comprenant des composés ayant un point d’ébullition d’au moins 540°C,
c) une étape de désasphaltage par extraction liquide-liquide de la fraction résidu sous vide 5 issue de l’étape b) de séparation, ladite étape c) étant mise en œuvre au moyen d’un solvant 6 ou d’un mélange de solvants permettant d’obtenir d’une part une fraction 7 comprenant de l’asphalte, et d’autre part une fraction huile désasphaltée 8,
d) une étape d’extraction des aromatiques d’au moins une partie de la fraction huile désasphaltée 8 issue de l’étape c) de désasphaltage et d’au moins une partie de la fraction 11 issue de l’étape b) de séparation, permettant l’obtention d’une fraction extrait 13 et d’une fraction raffinat 10,
e) une étape e) d’hydrocraquage en lit fixe d’au moins une partie de la fraction extrait 13 issue de l’étape d’extraction d) en présence d’hydrogène 12 et d’un catalyseur d’hydrocraquage, permettant l’obtention d’un effluent 14,
f) une étape de séparation de l’effluent 14 issu de l’étape e) d’hydrocraquage en lit fixe en au moins une fraction gazeuse 15 et au moins une fraction liquide 16,
g) une étape g) de vapocraquage de la fraction raffinat 10 issue de l’étape d) d’extraction et de la fraction liquide 16 issue de l’étape f) de séparation comportant des composés ayant une température d’ébullition inférieure ou égale à 350°C, permettant l’obtention d’un effluent 17,
h) une étape de séparation de l’effluent 17 issu de l’étape g) de vapocraquage permettant l’obtention d’au moins une fraction 18 comprenant d’hydrogène, d’une fraction 19 comprenant d’éthylène, d’une fraction 20 comprenant du propylène et d’une fraction 21 comprenant de l’huile de pyrolyse.
Dans un mode de réalisation préféré, l’étape b) de séparation comprend une distillation sous vide permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat sous vide 11 et au moins une fraction résidu sous vide 5.
Dans un mode de réalisation préféré, l’étape b) de séparation comprend en amont de la distillation sous vide, une distillation atmosphérique permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat atmosphérique et d’au moins une fraction résidu atmosphérique, ladite fraction résidu atmosphérique étant envoyée dans ladite distillation sous vide, permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat sous vide 11 et au moins une fraction résidu sous vide 5.
Dans un mode de réalisation préféré, la totalité de la fraction résidu 5 issue de l’étape b) est envoyée à l’étape c) de désasphaltage.
Dans un mode de réalisation préféré, le solvant 6 utilisé à l’étape c) est un solvant apolaire composé d’au moins 80% en volume d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone compris entre 3 et 7.
Dans un mode de réalisation préféré, au moins une partie d’une fraction distillat issue de l’étape b) de séparation, est introduite à l’étape d) d’extraction des aromatiques.
Dans un mode de réalisation préféré, l’étape d) d’extraction des aromatiques est réalisée sur des fractions ayant une température d’ébullition supérieure ou égale à 180°C.
Dans un mode de réalisation préféré, les composés extraits lors de l’étape d) ont un point d'ébullition supérieur au point d'ébullition du solvant 6 utilisé.
Dans un mode de réalisation préféré, l’étape e) d’hydrocraquage est opérée de manière à obtenir un rendement en composés liquides ayant une température d’ébullition inférieure à 220°C supérieur à 50% en poids de la charge en entrée de l’étape e) d’hydrocraquage.
Dans un mode de réalisation préféré, l’étape de séparation f) comprend au moins une distillation atmosphérique permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat atmosphérique 16 comportant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C et une fraction liquide comprenant du distillat sous vide comportant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C.
Dans un mode de réalisation préféré, la fraction distillat atmosphérique 16 et la fraction comprenant du distillat sous vide sont envoyées vers l’étape g) de vapocraquage.
Dans un mode de réalisation préféré, une partie d’une fraction comprenant des composés ayant une température d’ébullition entre 80 de 180°C issue de l’étape b) de séparation est introduite à l’étape g) de vapocraquage.
Dans un mode de réalisation préféré, l’étape g) de vapocraquage est réalisée dans au moins un four de pyrolyse à une température comprise entre 700 et 900°C, sous une pression comprise entre 0,05 et 0,3 MPa durant un temps de séjour inférieur ou égal à 1,0 seconde.
Dans un mode de réalisation préféré, les coupes riches en composés saturés issus des gaz légers ou de l’essence de pyrolyse issu de l’étape h) de séparation peuvent être recyclés vers l’étape g) de vapocraquage.
Dans un mode de réalisation préféré, la fraction huile de pyrolyse 21 est soumise à une étape additionnelle de séparation de manière à obtenir une huile de pyrolyse légère comprenant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350 °C et une huile de pyrolyse lourde comprenant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C. Ladite huile de pyrolyse légère est injectée en amont de l’étape e) d’hydrocraquage, et ladite huile de pyrolyse lourde est injectée en amont de l’étape a) d’hydroconversion et/ou de l’étape c) de désasphaltage.
Liste des figures
Il est précisé que, dans toute cette description, l’expression « compris(e) entre … et … », « inférieur(e) à… » ou « supérieur(e) à » doit s’entendre comme incluant les bornes citées.
Dans le sens de la présente invention, les différents modes de réalisation présentés peuvent être utilisés seul ou en combinaison les uns avec les autres, sans limitation de combinaison.
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 production d’oléfines à partir 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’hydroconversion de la charge hydrocarbonée lourde 1, en présence d’un gaz riche en hydrogène 2 dans au moins un réacteur en lit bouillonnant comportant un catalyseur d’hydroconversion ;
- une étape b) de séparation de l’effluent 3 issu de l’étape a) d’hydroconversion permettant d’obtenir au moins une fraction 4 comprenant de l’hydrogène, une fraction liquide 11 contenant des composés ayant une température d’ébullition entre 350 et 540°C et une fraction liquide lourde 5 contenant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 540°C ;
- une étape c) de désasphaltage de la fraction 5 issue de l’étape b) de séparation en mélange avec un solvant ou une combinaison de solvants 6, permettant d’obtenir au moins une fraction comportant de l’huile désasphaltée (DAO) 8, et une fraction 7 comportant de l’asphalte ;
- une étape d) d’extraction d’au moins une partie de la fraction 8 comportant de l’huile désasphaltée (DAO) issue de l’étape c) de désasphaltage et d’au moins une partie de la fraction 11 issue de l’étape b) de séparation avec un solvant ou une combinaison de solvants 9, permet d’obtenir au moins une fraction 10 riche en composés saturés (raffinat), et une fraction 13 riche en composés aromatiques (extrait) ;
- une étape e) d’hydrocraquage en présence d’un gaz riche en hydrogène 12 et d’au moins une partie de la fraction 13 riche en aromatiques issue de l’étape d’extraction d), réalisée dans au moins un réacteur en lit fixe comportant un catalyseur d’hydrocraquage ;
- une étape f) de séparation de l’effluent 14 issu de l’étape e) d’hydrocraquage permettant d’obtenir au moins une fraction gazeuse 15 comprenant de l’hydrogène, une fraction liquide 16 comprenant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C ;
- une étape g) de vapocraquage de la fraction raffinat 10 issue de l’étape d) d’extraction et de la fraction liquide 16 contenant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C issue de l’étape f) de séparation ;
- une étape h) de séparation de l’effluent 17 issu de l’étape g) de vapocraquage permettant de récupérer au moins une fraction 18 comprenant de l’hydrogène, une fraction 19 comprenant de l’éthylène, une fraction 20 comprenant du propylène et une fraction 21 comprenant de l’huile de pyrolyse.
- une étape a) d’hydroconversion de la charge hydrocarbonée lourde 1, en présence d’un gaz riche en hydrogène 2 dans au moins un réacteur en lit bouillonnant comportant un catalyseur d’hydroconversion ;
- une étape b) de séparation de l’effluent 3 issu de l’étape a) d’hydroconversion permettant d’obtenir au moins une fraction 4 comprenant de l’hydrogène, une fraction liquide 11 contenant des composés ayant une température d’ébullition entre 350 et 540°C et une fraction liquide lourde 5 contenant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 540°C ;
- une étape c) de désasphaltage de la fraction 5 issue de l’étape b) de séparation en mélange avec un solvant ou une combinaison de solvants 6, permettant d’obtenir au moins une fraction comportant de l’huile désasphaltée (DAO) 8, et une fraction 7 comportant de l’asphalte ;
- une étape d) d’extraction d’au moins une partie de la fraction 8 comportant de l’huile désasphaltée (DAO) issue de l’étape c) de désasphaltage et d’au moins une partie de la fraction 11 issue de l’étape b) de séparation avec un solvant ou une combinaison de solvants 9, permet d’obtenir au moins une fraction 10 riche en composés saturés (raffinat), et une fraction 13 riche en composés aromatiques (extrait) ;
- une étape e) d’hydrocraquage en présence d’un gaz riche en hydrogène 12 et d’au moins une partie de la fraction 13 riche en aromatiques issue de l’étape d’extraction d), réalisée dans au moins un réacteur en lit fixe comportant un catalyseur d’hydrocraquage ;
- une étape f) de séparation de l’effluent 14 issu de l’étape e) d’hydrocraquage permettant d’obtenir au moins une fraction gazeuse 15 comprenant de l’hydrogène, une fraction liquide 16 comprenant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C ;
- une étape g) de vapocraquage de la fraction raffinat 10 issue de l’étape d) d’extraction et de la fraction liquide 16 contenant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C issue de l’étape f) de séparation ;
- une étape h) de séparation de l’effluent 17 issu de l’étape g) de vapocraquage permettant de récupérer au moins une fraction 18 comprenant de l’hydrogène, une fraction 19 comprenant de l’éthylène, une fraction 20 comprenant du propylène et une fraction 21 comprenant de l’huile de pyrolyse.
La description de la figure 1 ci-dessus est un exemple de mise en œuvre de l’invention qui ne limite en aucune façon l’invention. Seules les principales étapes sont représentées sur lesdites figures, 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. L’hydrogène produit lors de l’étape de vapocraquage est avantageusement utilisé en appoint des étapes a) d’hydroconversion et/ou d) d’hydrocraquage.
Selon une variante non représentée, au moins une partie de la fraction huile de pyrolyse 21 issue de l’étape h) de séparation peut être injectée en amont de l’étape c) de désasphaltage et/ou de l’étape d) d’hydrocraquage. Avantageusement, cette variante permet d’éliminer les asphaltènes contenus dans l’huile de pyrolyse et ainsi de maximiser la production d’oléfines.
Selon une variante non représentée, la fraction huile de pyrolyse 21 issue de l’étape h) de séparation peut être séparée en au moins deux fractions, par exemple en une fraction huile de pyrolyse légère qui est envoyée au moins en partie vers l’étape d) d’hydrocraquage, et en une fraction huile de pyrolyse lourde qui est envoyée au moins en partie vers l’étape a) d’hydroconversion et/ou l’étape c) de désasphaltage. Avantageusement, cette variante permet encore de maximiser la production d’oléfines.
Selon une variante non représentée, l’étape b) de séparation de l’effluent 3 issu de l’étape a) d’hydrotraitement permet d’obtenir en outre une fraction distillat atmosphérique comprenant des composés ayant une température d’ébullition entre 180 et 350°C qui peut être introduite au moins en partie à l’étape d) d’extraction des aromatiques.
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 hydrocarbonée lourde traitée dans le procédé selon l’invention est avantageusement une charge hydrocarbonée contenant des asphaltènes, et notamment présentant une teneur en asphaltènes C7 d'au moins 1,0 % poids, de préférence d’au moins 2,0 % poids par rapport au poids de la charge.
La charge 1 a une température initiale d'ébullition d'au moins 180°C, de préférence d’au moins 350°C et de manière préférée d’au moins 540°C et une température finale d'ébullition 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 lourde traitée dans le procédé peut contenir entre autres 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 1,0 % en poids, plus préférentiellement d’au moins 2,0 % en poids par rapport au poids de la charge.
La charge hydrocarbonée lourde traitée dans le procédé peut contenir entre autres des métaux. La teneur en nickel et vanadium peut-être d’au moins 20 ppm, de préférence d’au moins 50 ppm par rapport au poids de la charge.
La charge hydrocarbonée lourde traitée dans le procédé peut contenir entre autre du carbone Conradson. La teneur en carbone Conradson peut être d’au moins 2,0% poids, de préférence d’au moins 5,0% poids par rapport au poids de la charge.
Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles. Alternativement, lesdites charges peuvent être mélangées avec au moins une co-charge.
De préférence plusieurs co-charges peuvent être utilisées à différentes étapes du procédé selon l’invention afin de moduler la viscosité de la charge introduite à chacune des étapes. Une co-charge peut être introduite en amont d’au moins un réacteur de l’étape a) d’hydroconversion. Cette co-charge peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées plus légères, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d’un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic Cracking » selon la terminologie anglo-saxonne), 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 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 ou issue du des étapes c) et/ou e) de séparation. Cette co-charge ne représente pas plus de 20% en poids de la charge hydrocarbonée lourde 1.
Etape a) d’hydroconversion
Conformément à l’invention, une étape a) d’hydroconversion est réalisée dans un réacteur en lit bouillonnant dans lequel la charge hydrocarbonée lourde 1 ou le mélange de charges, en présence d’hydrogène sont mis en contact avec un catalyseur d’hydroconversion. Avantageusement, la charge ou le mélange de charges est introduit à l’étape a) en présence d’une co-charge.
Par hydroconversion on entend l’ensemble des réactions mises en œuvre permettant de diminuer la taille des molécules, principalement par coupure des liaisons carbone-carbone, par action d’hydrogène en présence d’un catalyseur. Lors de l’étape d’hydroconversion, il se produit notamment des réactions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage.
De préférence, l’étape d’hydroconversion comprend un ou plusieurs réacteurs triphasiques à courant ascendant de liquide et de gaz contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion, les réacteurs en lit bouillonnant pouvant être disposés en série et/ou en parallèle, fonctionnant typiquement à l'aide de la technologie et dans les conditions du procédé H-OilTMtel que décrit par exemple dans les brevets US 4,521,295 ou US 4,495,060 ou US 4,457,831 ou US 4,354,852, ou dans l'article AIChE, March 19-23, 1995, Houston, Texas, paper number 46d, "Second generation ebullated bed technology", ou dans le chapitre 3.5 "Hydroprocessing and Hydroconversion of Residue Fractions" de l’ouvrage "Catalysis by Transition Metal Sulphides", édité par les Éditions Technip en 2013. Chaque réacteur comporte avantageusement une pompe de recirculation permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie d'une fraction liquide avantageusement soutirée en tête du réacteur et réinjectée en bas du réacteur.
L’étape d’hydroconversion a) est réalisée dans des conditions permettant d'obtenir un effluent liquide à teneur réduite en soufre, en carbone Conradson, en métaux, et en azote.
Avantageusement, l’étape a) est opérée de préférence sous une pression absolue comprise entre 2 MPa et 38 MPa, plus préférentiellement entre 5 MPa et 25 MPa et de manière encore plus préférée, entre 6 MPa et 20 MPa, à une température comprise entre 300°C et 550°C, plus préférentiellement comprise entre 350°C et 500°C et d'une manière préférée comprise entre 370°C et 450°C. La vitesse spatiale horaire (VVH) par rapport au volume de chaque réacteur triphasique est de préférence comprise entre 0,05 h-1et 10 h-1. Selon une mise en œuvre préférée, la VVH est comprise entre 0,1 h-1et 10 h-1, plus préférentiellement entre 0,1 h-1et 5,0 h-1et de manière encore plus préférée comprise entre 0,15 h-1et 2,0 h-1. Selon une autre mise en œuvre, la VVH est comprise entre 0,05 h-1et 0,09 h-1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est de préférence comprise entre 50 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, de manière préférée entre 100 et 2000 Nm3/m3et de manière très préférée entre 200 et 1000 Nm3/m3.
Le catalyseur d'hydroconversion utilisé dans l’étape d'hydroconversion a) du procédé selon l'invention peut contenir un ou plusieurs éléments des groupes 4 à 12 du tableau périodique des éléments, qui peuvent être déposé sur un support ou pas. On peut avantageusement utiliser un catalyseur comprenant un support, de préférence amorphe, tels que de la silice, de l'alumine, de la silice-alumine, du dioxyde de titane ou des combinaisons de ces structures, et de manière très préférée de l'alumine.
Le catalyseur peut contenir au moins un métal du groupe VIII non-noble choisi parmi le nickel et le cobalt, et de préférence le nickel, ledit élément du groupe VIII étant de préférence utilisé en association avec au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, et de préférence le métal du groupe VIB est le molybdène.
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.
Avantageusement, le catalyseur d'hydroconversion utilisé dans l’étape d'hydroconversion a) comprend un support alumine et au moins un métal du groupe VIII choisi parmi le nickel et le cobalt, de préférence le nickel, et au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène, de préférence le molybdène. De préférence, le catalyseur d'hydroconversion comprend le nickel en tant qu'élément du groupe VIII et le molybdène en tant qu'élément du groupe VIB.
La teneur en métal du groupe VIII non-noble, en particulier en nickel, est avantageusement comprise entre 0,5 % à 10,0 % exprimée en poids d'oxyde de métal (en particulier de NiO), et de préférence entre 1,0 % à 6,0 % poids, et la teneur en métal du groupe VIB, en particulier en molybdène, est avantageusement comprise entre 1,0 % et 30 % exprimée en poids d’oxyde du métal (en particulier de trioxyde de molybdène MoO3), et de préférence entre 4 % et 20 % poids. Les teneurs en métaux sont exprimées en pourcentage poids d'oxyde de métal par rapport au poids du catalyseur.
Ce catalyseur est avantageusement utilisé sous forme d'extrudés ou de billes. Les billes ont par exemple un diamètre compris entre 0,4 mm et 4,0 mm. Les extrudés ont par exemple une forme cylindrique d’un diamètre compris entre 0,5 et 4,0 mm et d’une longueur comprise entre 1,0 et 5,0 mm. Les extrudés peuvent également être des objets d’une forme différente tels que des trilobes, des tetralobes réguliers ou irréguliers, ou d’autres multilobes. Des catalyseurs d’autres formes peuvent également être utilisés.
La taille de ces différentes formes de catalyseurs peut être caractérisée à l’aide du diamètre équivalent. Le diamètre équivalent est défini par 6 fois le ratio entre le volume de la particule et la surface externe de la particule. Le catalyseur utilisé sous forme d'extrudés, de billes ou d’autres formes a donc un diamètre équivalent compris entre 0,4 mm et 4,4 mm. Ces catalyseurs sont bien connus de l’homme du métier.
Dans une des mises en œuvre du procédé selon l'invention, il est utilisé un catalyseur d'hydroconversion différent dans chaque réacteur de cette étape initiale d'hydroconversion (a1), le catalyseur propose à chaque réacteur étant adapté à la charge envoyée dans ce réacteur.
Dans une des mises en œuvre du procédé selon l'invention, il est utilisé plusieurs types de catalyseur dans chaque réacteur.
Dans une des mises en œuvre du procédé selon l'invention, chaque réacteur contient un ou plusieurs catalyseurs adaptés à un fonctionnement en lit bouillonnant.
Comme cela est connu, et par exemple décrit dans le brevet FR 3 033 797, le catalyseur d'hydroconversion, lorsqu’il est usagé, peut être en partie remplacé par du catalyseur frais, et/ou du catalyseur usagé mais d’activité catalytique supérieure au catalyseur usagé à remplacer, et/ou du catalyseur régénéré, et/ou du catalyseur réjuvéné (catalyseur issu d’une zone de réjuvénation dans laquelle on élimine la majeure partie des métaux déposés, avant d'envoyer le catalyseur usé et réjuvéné dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme augmentant ainsi l’activité du catalyseur), par soutirage du catalyseur usagé de préférence en bas du réacteur, et par introduction du catalyseur de remplacement soit en haut, soit en bas du réacteur. Ce remplacement de catalyseur usagé est réalisé de préférence à intervalle de temps régulier, et de manière préférée par bouffée ou de façon quasi continue. Le remplacement de catalyseur usagé peut être fait tout ou en partie par du catalyseur usagé et/ou régénéré et/ou réjuvéné issu du même réacteur et/ou d'un autre réacteur de n'importe quelle étape d'hydroconversion. Le catalyseur peut être ajouté avec les métaux sous forme d'oxydes de métaux, avec les métaux sous forme de sulfures de métaux, ou après un préconditionnement. Pour chaque réacteur, le taux de remplacement du catalyseur d'hydroconversion usé par du catalyseur frais est avantageusement compris entre 0,01 kg et 10 kg par mètre cube de charge traitée, et de préférence entre 0,1 kg et 3 kg par mètre cube de charge traitée. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l'aide de dispositifs permettant avantageusement le fonctionnement continu de cette étape d'hydroconversion.
En ce qui concerne le remplacement au moins en partie par du catalyseur régénéré, il est 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 puis de renvoyer ce catalyseur régénéré dans l'étape d'hydroconversion. En ce qui concerne le remplacement au moins en partie par du catalyseur réjuvéné, il est possible d'envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de réjuvénation dans laquelle on élimine la majeure partie des métaux déposés, avant d'envoyer le catalyseur usé et réjuvéné dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme puis de renvoyer ce catalyseur régénéré dans l'étape a) d'hydroconversion.
L’étape a) d’hydroconversion se caractérise par un taux de conversion des composés bouillants au-delà de 540°C supérieur à 50% en masse, de préférence supérieur à 70% en masse.
L’effluent 3 obtenu à l’issue de l’étape a) d’hydroconversion comprend au moins une fraction liquide lourde 5 encore appelé fraction liquide résidu et une fraction gazeuse 4 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).
Etape b) de séparation
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape b) de séparation de l’effluent 3 issu de l’étape a) d’hydroconversion en une fraction gazeuse 4, une fraction 11 comprenant des composés ayant un point d’ébullition compris entre 350 et 540° et au moins une fraction liquide résidu 5 comprenant des composés ayant un point d’ébullition d’au moins 540°C.
La fraction gazeuse 4 peut être séparée de l’effluent 3 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. Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse 4 est de préférence traitée dans un moyen de purification d’hydrogène de façon à récupérer l’hydrogène non consommé lors des réactions d’hydroconversion.
L’hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l’invention. L’hydrogène peut être recyclé en entrée et/ou à différents endroits de l’étape a) d’hydroconversion et/ou de l’étape d) d’hydrocraquage en lit bouillonnant.
L’étape b) de séparation comprend une distillation sous vide dans laquelle l’effluent 3 issue de l’étape a) est fractionné par distillation sous vide en au moins une fraction distillat sous vide 11 et au moins une fraction résidu sous vide 5. La fraction distillat sous vide 11 comprend des fractions de type gazole sous vide, c’est-à-dire des composés ayant une température d’ébullition entre 350 et 540°C. La fraction liquide lourde 5 est de préférence une fraction liquide hydrocarbonée contenant au moins 80% de composés ayant un point d’ébullition supérieur ou égale à 540°C.
De manière préférée, l’étape b) de séparation comprend tout d’abord une distillation atmosphérique, c’est-à-dire en amont de la distillation sous vide, 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 distillat 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 distillat sous vide 11 et au moins une fraction résidu sous vide 5.
Avantageusement, l’étape de séparation b) comprend en outre au moins une distillation atmosphérique en amont de la distillation sous vide, dans laquelle l’effluent 3 est fractionné par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat contenant du naphta, c’est-à-dire comprenant des composés ayant une température d’ébullition comprise entre 80 et 180°C, et une fraction distillat contenant du diesel, c’est-à-dire comprenant des composés ayant une température d’ébullition comprise entre 180 et 350°C.
Avantageusement, la fraction distillat contenant du naphta est au moins en partie et de préférence en totalité envoyée à l’étape g) de vapocraquage. La fraction distillat contenant du diesel peut être au moins en partie et de préférence en totalité envoyée à l’étape d) d’extraction. La fraction distillat contenant du diesel peut de manière optionnelle être envoyée en partie à l’étape e) d’hydrocraquage.
Au moins une partie, et de préférence la totalité, de la fraction résidu sous vide 5 est envoyée à l’étape c) de désasphaltage.
Au moins une partie, et de préférence la totalité, de la fraction distillat sous vide 11 est envoyée à l’étape d) d’extraction des aromatiques.
Etape c) de désasphaltage
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape c) de désasphaltage par extraction liquide-liquide de la fraction résidu 5 issue de l’étape b) de séparation. Ladite étape c) est mise en œuvre par extraction liquide-liquide au moyen d’un solvant ou d’un mélange de solvants 6 permettant d’obtenir d’une part une fraction 7 comprenant de l’asphalte, et d’autre part une fraction huile désasphaltée (DAO) 8.
L’étape c) de désasphaltage est réalisée de préférence dans des conditions spécifiques permettant d'obtenir une DAO 8 de qualité, de préférence à faible teneur en asphaltènes.
L'étape c) de désasphaltage est de préférence réalisée en une seule étape au moyen d’un solvant apolaire ou d’un mélange de solvants apolaires .
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 6 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 6 et généralement en dessous d’une première zone de contacteurs liquide-liquide. De préférence, l’autre partie du solvant ou mélange de solvants 6 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, c’est-à-dire en dessous du point critique, pour ledit solvant ou mélange de solvants 6. 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 préférée entre 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 6 sur la masse de fraction résidu 5 issue de l’étape b) est généralement compris entre 1/1 et 12/1, de préférence entre 2/1 à 9/1 exprimé en litres par kilogrammes. Ce rapport inclut la totalité du solvant ou mélange de solvants pouvant être divisé en plusieurs points d’injection.
Le solvant apolaire utilisé est de préférence un solvant composé d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbones supérieur ou égal à 3, de préférence compris entre 3 et 5. Ces solvants peuvent être par exemple le propane, le butane ou le pentane. Ces solvants sont utilisés purs ou en mélange.
De manière préférée, le solvant 6 utilisé à l’étape c) est un solvant apolaire composé à au moins 80% en volume d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbones comprise entre 3 et 7, de préférence compris entre 4 et 5, ceci de manière à maximiser le rendement en fraction DAO 8.
Le choix des conditions de température et de pression de l'extraction combiné au choix de la nature des solvants 6 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, de précipiter dans la fraction 7 asphalte une quantité ajustée de structures polaires de type résines lourdes et asphaltènes, ce qui permet d’obtenir une fraction 7 asphalte avec un rendement modéré, généralement inférieur à 40%, voire inférieur à 30% par rapport à la quantité de composés ayant une température d’ébullition supérieure à 540°C en entrée de l’étape c) de désasphaltage. Le rendement élevé en DAO 8 permet d’obtenir davantage de produits craqués en sortie de l’étape g) de vapocraquage. La fraction DAO 8 obtenue comprends moins de 2000 ppm d’asphaltènes C7, généralement moins de 1000 ppm d’asphaltènes C7, voire moins de 500 ppm d’asphaltènes C7.
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 en dessous de la zone de contacteur(s) située à la position la plus basse, on récupère une fraction 7 qui comprend de l’asphalte et une partie du solvant ou mélange de solvants.
Le solvant ou mélange de solvants 6 peut être constitué d’un appoint et/ou d’une partie recyclée lors d’étapes de séparation. Ces appoints permettent avantageusement de compenser les pertes de solvant dans la fraction asphalte 7 et/ou dans la fraction DAO 8, dues aux étapes de séparation.
L’étape c) de désasphaltage comprend une sous étape intégrée de séparation de la fraction 8 comprenant la DAO et du solvant ou du mélange de solvants. 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 œuvre 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, et de préférence la totalité, de la DAO 8 est envoyée vers l’étape d) d’extraction des aromatiques.
Etape d) d’extraction des aromatiques
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape d) d’extraction des aromatiques d’au moins une partie de la fraction huile désasphaltée 8 issue de l’étape c) de désasphaltage. Ladite étape permettant l’obtention d’une fraction extrait 13 et une fraction raffinat 10.
Avantageusement, au moins une partie, de préférence la totalité, de la fraction distillat comprenant des composés ayant une température d’ébullition comprise entre 180 et 350°C issue de l’étape b) de séparation, est également introduite à l’étape d) d’extraction des aromatiques.
De manière optionnelle, une partie de la fraction 11 issue de l’étape b) de séparation et comprenant des composés ayant une température d’ébullition comprise entre 350 et 540°C peut être introduite à l’étape d) d’extraction.
L’étape d’extraction des aromatiques a pour objectif d’extraire au moins en partie les composés aromatiques, par extraction liquide-liquide à l'aide d'un solvant polaire 9 ainsi que les résines contenues dans la fraction DAO 8.
De préférence l'extraction des aromatiques est réalisée sur des fractions ayant une température d’ébullition supérieure à 180°C et de préférence supérieure à 350°C, afin d'éviter des pertes de rendement de fractions légères lors de la récupération du solvant après extraction.
Les composés extraits lors de l’étape d) ont préférentiellement un point d'ébullition supérieur au point d'ébullition du solvant, ce qui permet avantageusement de maximiser le rendement lors de la séparation du solvant du raffinat après l'extraction. De plus, la récupération du solvant est également plus efficace et économique.
Comme solvant, on peut utiliser le furfural, la N-méthyl-2-pyrrolidone (NMP), le sulfolane, le diméthylformamide (DMF), le diméthylsulfoxide (DMSO), le phénol, ou un mélange de ces solvants dans des proportions égales ou différentes. De préférence, le solvant est le furfural.
Les conditions opératoires sont en général un ratio solvant / charge de l’étape d) de 1/2 à 6/1, préférentiellement de 1/1 à 4/1, un profil de température compris entre la température ambiante et 150°C, de préférence entre 50 et 150°C. La pression se situe entre la pression atmosphérique et 2,0 MPa, de préférence entre 0,1 et 1,0 MPa.
L’extraction liquide/liquide peut être réalisée généralement dans un mélangeur-décanteur ou dans une colonne d’extraction fonctionnant à contre-courant. De préférence, l’extraction est réalisée dans une colonne d’extraction.
Le solvant choisi a un point d’ébullition suffisamment élevé afin de pouvoir fluidifier la charge de l’étape d) sans se vaporiser.
Après contact du solvant, avec l’effluent introduit à l’étape d), deux fractions sont obtenues à l’issue de l’étape d), une fraction extrait 13, constitué des parties de la fraction lourde non solubles dans le solvant (et fortement concentrées en aromatiques) et une fraction raffinat 10, constituée du solvant et des parties solubles de la fraction lourde. Le solvant est séparé par distillation des parties solubles et recyclées en interne au procédé d’extraction liquide/liquide. La séparation de l’extrait et du raffinat et la récupération du solvant sont réalisées dans une sous étape de séparation intégrée à l’étape d) d’extraction des aromatiques.
Etape e) d’hydrocraquage en lit fixe
Conformément à l'invention, le procédé comprend une étape e) d’hydrocraquage en lit fixe d’au moins une partie de la fraction 11 issue de l’étape b) de séparation et d’au moins une partie de la fraction extrait 13 issue de l’étape d’extraction d) en présence d’un catalyseur d’hydrocraquage.
De l’hydrogène 12 peut également être injecté en amont des différents lits catalytiques composant le(s) réacteur(s) d’hydrocraquage. Parallèlement aux réactions d’hydrocraquage désirées dans cette étape, il se produit également tout type de réaction d’hydrotraitement (HDM, HDS, HDN, etc…). Des réactions d’hydrocraquage conduisant à la formation de distillats atmosphériques ont lieu avec un taux de conversion du distillat sous vide en distillat atmosphérique qui est généralement supérieur à 30%, typiquement entre 30 et 50% pour un hydrocraquage doux et supérieur à 80% pour un hydrocraquage poussé. Des conditions spécifiques, de température notamment, et/ou l’utilisation d’un ou plusieurs catalyseurs spécifiques, permettent de favoriser les réactions d’hydrocraquage désirées.
L’étape e) d’hydrocraquage selon l’invention est mise en œuvre dans des conditions d’hydrocraquage. Elle peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 340 et 480°C, de préférence entre 350 et 430°C et sous une pression absolue comprise entre 5 et 25 MPa, de préférence entre 8 et 20 MPa, de manière préférée entre 10 et 18 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrotraitement et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, 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 à 3,0 h-1, préférentiellement de 0,2 à 2,0 h-1, et plus préférentiellement de 0,25 à 1,0 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 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 et 1500 Nm3/m3. L’étape e) d’hydrocraquage peut être effectuée industriellement dans au moins un réacteur à courant descendant de liquide.
L’étape e) d’hydrocraquage comprend de préférence deux sections catalytiques en série, avec une section catalytique amont d’hydrotraitement de manière à limiter la désactivation de la section catalytique aval d’hydrocraquage. Cette section d’hydrotraitement vise notamment à réduire significativement la teneur en azote de la charge, l’azote étant un inhibiteur de la fonction acide des catalyseurs bi fonctionnels de la section catalytique d’hydrocraquage. L’étape e) d’hydrocraquage peut également comprendre une deuxième section catalytique d’hydrocraquage traitant au moins une coupe lourde issue d’une étape de séparation.
Les catalyseurs dans l’étape e) d’hydrocraquage utilisés peuvent être des catalyseurs d’hydrotraitement et d’hydrocraquage.
Les catalyseurs d’hydrotraitement utilisés peuvent être des catalyseurs d’hydrotraitement constitués d’un support de type oxyde inorganique (de préférence une alumine) et d’une phase active comprenant des éléments chimiques issues des groupe VIII (Ni, Co, etc.) et groupe VI (Mo, etc.).
Les catalyseurs d’hydrocraquage peuvent être de manière avantageuse des catalyseurs bifonctionnels, ayant une phase hydrogénante afin de pouvoir hydrogéner les aromatiques et réaliser l'équilibre entre les composés saturés et les oléfines correspondantes et une phase acide qui permet de promouvoir les réactions d'hydroisomérisation et d'hydrocraquage. La fonction acide est avantageusement apportée par des supports de grandes surfaces (généralement 100 à 800 m2.g-1) présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silice-alumines amorphes et les zéolithes. La fonction hydrogénante est avantageusement apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de la classification périodique des éléments, tels que le fer, le cobalt, le nickel, le ruthénium, le rhodium, le palladium, le osmium, le iridium et le platine, soit par une association d'au moins un métal du groupe VIB de la classification périodique tels que molybdène et tungstène et au moins un métal non noble du groupe VIII (tels que le nickel et le cobalt). De préférence, le catalyseur bifonctionnel utilisé comprend au moins un métal choisi dans le groupe formé par les métaux des groupes VIII et VIB, pris seuls ou en mélange, et un support comprenant 10 à 90% poids d'une zéolithe et 90 à 10% poids d'oxydes inorganiques. Le métal du groupe VIB utilisé est de préférence choisi parmi le tungstène et le molybdène et le métal du groupe VIII est de préférence choisi parmi le nickel et le cobalt. Selon une autre variante préférée, des catalyseurs monofonctionnels et des catalyseurs bi-fonctionnel de type alumine, silice-alumine amorphe ou zéolitique peuvent être utilisés en mélange ou en couches successives.
De préférence, le volume catalytique mis en œuvre lors de la seconde étape e) d’hydrocraquage est constitué d’au moins 30% de catalyseurs d’hydrocraquage de type bi fonctionnel.
De manière optionnelle, une co-charge (non représentée) peut être injectée en amont de n’importe quel lit catalytique de la section d) d’hydrocraquage. Cette co-charge est typiquement un distillat sous vide issu de distillation directe ou issu d’un procédé de conversion, ou une huile désasphaltée.
De préférence, l’étape e) d’hydrocraquage est opérée en mode « maxi naphta », c’est-à-dire qu’elle permet d’obtenir un rendement en composés liquides ayant une température d’ébullition inférieure à 220°C supérieur à 50% en poids de la charge en entrée de l’étape e) d’hydrocraquage.
L’effluent 14 issu de l’étape e) d’hydrocraquage en lit fixe est envoyé dans une étape f) de séparation.
Etape f) de séparation de l’effluent d’hydrocraquage en lit fixe
Conformément à l’invention, le procédé comprend en outre une étape f) de séparation de l’effluent 14 issu de l’étape e) d’hydrocraquage en lit fixe en au moins une fraction gazeuse 15 et au moins une fraction liquide 16.
Ledit effluent 14 est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse 15 et au moins une fraction liquide 16. L’étape de séparation dudit effluent 14 peut être réalisée à l’aide de tous dispositifs de séparation connus de l’homme du métier, tel que un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l’hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT).
La fraction gazeuse 15 obtenue à l’issu de l’étape e) de séparation comprend des gaz, tel que H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4 (tel que le méthane, éthane, propane, butane). Avantageusement, l’hydrogène contenu dans la fraction gazeuse 15 est purifié et recyclé dans l’une quelconque des étapes a) d’hydroconversion en lit bouillonnant et/ou e) d’hydrocraquage en lit fixe. Dans un mode de réalisation particulier, la purification de l’hydrogène contenu dans la fraction gazeuse 15 peut être réalisé simultanément aux traitements des fractions gazeuses issues de la séparation des effluents des étapes a) d’hydroconversion en lit bouillonnant et e) d’hydrocraquage en lit fixe. La purification de l’hydrogène peut être effectuée par un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA (Pressure Swing Adsorption selon la terminologie anglo-saxonne), ou plusieurs de ces moyens disposés en série.
Dans un mode de réalisation préféré, l’étape de séparation f) comprend en outre de la séparation gaz-liquide ou de la succession de dispositifs de séparation, au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillat atmosphérique 16 comportant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C et optionnellement une fraction liquide comprenant du distillat sous vide comportant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C. Au moins une partie, et de préférence la totalité, de la fraction distillat atmosphérique 16 et optionnellement de la fraction comprenant du distillat sous vide est avantageusement envoyée vers l’étape g) de vapocraquage.
De manière optionnelle, au moins une partie de la fraction type distillat sous vide est recyclée vers l’étape e) d’hydrocraquage, et selon cette variante il peut être nécessaire de réaliser une purge constituée de fractions non converties de type distillat sous vide de manière à déconcentrer les espèces polyaromatiques et à limiter la désactivation du catalyseur d’hydrocraquage de l’étape e). Afin de limiter la purge et ainsi accroitre la conversion globale, il peut être avantageux de réaliser de manière optionnelle cette purge en envoyant au moins une partie de la fraction non convertie de type distillat sous vide en entrée de l’étape c) de désasphaltage de manière à éliminer au moins en partie les espèces polyaromatiques dans la fraction asphalte 7.
Etape g) de vapocraquage
Conformément à l’invention, le procédé comprend une étape g) de vapocraquage de la fraction raffinat 10 issue de l’étape d) d’extraction et de la fraction liquide 16 issue de l’étape f) de séparation comportant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C , et de préférence une fraction comprenant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C issue de l’étape f) de séparation.
Optionnellement, une partie de la fraction comprenant des composés ayant une température d’ébullition entre 80 de 180°C issue de l’étape b) de séparation peut être introduite à l’étape g) de vapocraquage.
L’étape g) de vapocraquage est avantageusement réalisée dans au moins un four de pyrolyse à une température comprise entre 700 et 900°C, de préférence entre 750 et 850°C, et sous une pression comprise entre 0,05 et 0,3 MPa relatif. Le temps de séjour des hydrocarbures est généralement inférieur ou égale à 1,0 seconde (noté s), de préférence compris entre 0,1 et 0,5 s. Avantageusement, de la vapeur d’eau est introduite en amont de l’étape g) de vapocraquage. La quantité d’eau introduite est comprise entre 0,3 et 3,0 kg d’eau par kg d’hydrocarbures en entrée de l’étape g). De préférence, l’étape g) est réalisée dans plusieurs fours de pyrolyse en parallèle de manière à adapter les conditions opératoires aux différents flux alimentant l’étape g) et issus des étapes b), e), f) et h), et aussi à gérer les temps de décokage des tubes. Un four comprend un ou plusieurs tubes disposés en parallèle. Un four peut également désigner un groupe de fours opérant en parallèle. Ainsi un four peut être dédié au craquage de fractions riches en éthane, un autre four dédié aux coupes riches en propane et butane, un autre four dédié aux coupes comprenant des composés ayant une température d’ébullition comprise entre 80 et 180°C, un autre four dédié aux coupes comprenant des composés ayant une température d’ébullition comprise entre 180 et 350°C, et un autre four dédié aux coupes comprenant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C.
Etape h) de séparation de l’effluent de vapocraquage
De préférence, le procédé comprend une étape h) de séparation de l’effluent 17 issu de l’étape g) de vapocraquage permettant l’obtention d’au moins une fraction 18 comprenant, de préférence constituée, de l’hydrogène, une fraction 19 comprenant, de préférence constituée, de l’éthylène, une fraction 20 comprenant, de préférence constituée, de propylène et une fraction 21 comprenant, de préférence constituée, et d’huile de pyrolyse. Optionnellement, l’étape h) de séparation permet de récupérer également une fraction comprenant, de préférence constituée, de butènes et une fraction comprenant, de préférence constituée, d’essence de pyrolyse.
De préférence, les coupes riches en composés saturés issus des gaz légers ou de l’essence de pyrolyse issu de l’étape h) de séparation peuvent être recyclés vers l’étape g) de vapocraquage, notamment l’éthane et le propane, de manière à accroitre le rendement en éthylène et en propylène.
La fraction huile de pyrolyse 21 peut optionnellement être soumise à une étape additionnelle de séparation de manière à obtenir plusieurs fractions, par exemple une huile de pyrolyse légère comprenant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350 °C et une huile de pyrolyse lourde comprenant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C. L’huile de pyrolyse légère peut avantageusement être injectée en amont de l’étape d) d’hydrocraquage. L’huile de pyrolyse lourde peut avantageusement être injectée en amont de l’étape a) d’hydroconversion et/ou de l’étape c) de désasphaltage. Avantageusement, la séparation de la fraction 21 en deux fractions et leurs recyclages dans l’une des étapes a), c), ou e) du procédé permettant de maximiser la formation d’oléfines à partir de charges hydrocarbonées lourdes.
L’exemple ci-dessous illustre une mise en œuvre particulières du procédé selon l’invention sans en limiter la portée.
La charge hydrocarbonée lourde 1 traitée dans le procédé est un résidu sous vide provenant du Moyen-Orient et ayant les propriétés indiquées dans le tableau 1.
Teneur en soufre | % m/m | 4,89 |
Masse volumique | kg/m3 | 1024 |
Teneur en asphaltènes C7 | % m/m | 12,6 |
Teneur en Ni+V | ppm | 218 |
Teneur en composés bouillant au-delà de 540°C | % m/m | 82 |
Tableau 1 : propriétés de la charge
La charge est soumis à une étape a) d’hydroconversion dans deux réacteurs en lit bouillonnant en série et en présence d’un catalyseur d’hydroconversion en lit bouillonnant de type NiMo sur Alumine dans les conditions indiquées dans le tableau 2.
Température réacteurs 1 et 2 | °C | 420 |
Pression Partielle d’Hydrogène | MPa abs | 16 |
H2/HC (Couverture volumique hydrogène par rapport au volume de charge) | Nm3/m3 | 1000 |
VVH réacteurs (débit volumique de charge/volume de réacteurs) | h-1 | 0,3 |
Tableau 2 : conditions de l’étape a) d’hydroconversion en lit bouillonnant
L’effluent 3 issu de l’étape a) d’hydroconversion en lit bouillonnant est soumis à une étape b) de séparation comportant des ballons séparateurs ainsi qu’une colonne de distillation atmosphérique et une colonne de distillation sous vide. Les rendements des différentes fractions obtenues après séparation sont indiqués dans le tableau 3 (% masse par rapport à la charge en amont de l’étape a) d’hydrocraquage en lit bouillonnant, noté % m/m) :
NH3+H2S | % m/m | 4,1 |
Fraction 4 (C1-C4) | % m/m | 3,7 |
PI-180°C | % m/m | 7,6 |
Fraction (180-350°C) | % m/m | 20,0 |
Fraction 11 (350-540°C) | % m/m | 33,4 |
Fraction 5 (540°C+) | % m/m | 32,4 |
Tableau 3 : rendements de l’étape a) d’hydroconversion après séparation à l’étape b)
La fraction 5 (540°C+) de type résidu sous vide est envoyée vers une étape c) de désasphaltage réalisée dans une colonne d’extraction fonctionnant en continu dans les conditions présentées dans le tableau 4 :
Nature du solvant | - | n-butane |
Taux de solvant par rapport à la charge de désasphaltage | v/v | 8/1 |
Température tête d’extracteur | °C | 120 |
Température fond d’extracteur | °C | 80 |
Pression tête d’extracteur | MPa abs | 4,1 |
Tableau 4 : conditions de l’étape de désasphaltage
A l’issue de l’étape c) de désasphaltage, une fraction DAO 8 est obtenue avec un rendement de 62% et une fraction pitch est obtenue avec un rendement de 38% ; ces rendements sont rapportés à la charge de l’étape de désasphaltage correspondant à la fraction 5 (540°C+) issue de l’étape b) de séparation de l’effluent de l’étape a) d’hydrocraquage.
La fraction DAO 8 issue de l’étape c) de désasphaltage, la fraction (180-350°C) et la fraction 11 (350-540°C) issues de l’étape b) de séparation sont envoyées vers une étape d) d’extraction des aromatiques réalisée dans un mélangeur décanteur dont les conditions sont présentées dans le tableau 5 :
Nature du solvant | - | Furfural |
Taux de solvant par rapport à la charge d’extraction | v/v | 1,5/1 |
Température d’extraction | °C | 110 |
Pression d’extraction | MPa abs | 0,5 |
Tableau 5 : conditions de l’étape d) d’extraction
A l’issue de l’étape d’extraction des aromatiques, une fraction raffinat 10 appauvrie en aromatiques est obtenue avec un rendement de 56,2% et une fraction extrait 13 enrichie en aromatiques est obtenue avec un rendement de 43,8% ; ces rendements sont rapportés à la charge totale, c’est-à-dire l’ensemble des fractions introduites à l’étape d) d’extraction des aromatiques
La fraction extrait 13 issue de l’étape d) d’extraction des aromatiques est envoyée vers une étape e) d’hydrocraquage en lit fixe réalisée dans les conditions présentées dans le tableau 6 :
Température d’hydrotraitement | °C | 380 |
Température d’hydrocraquage | °C | 382 |
Pression Partielle d’Hydrogène | MPa abs | 16 |
H2/HC (Couverture volumique hydrogène par rapport au volume de charge) | Nm3/m3 | 1000 |
VVH catalyseur d’hydrotraitement | h-1 | 0,85 |
VVH catalyseur d’hydrocraquage | h-1 | 0,90 |
Catalyseur d’hydrotraitement | NiMo sur Alumine | |
Catalyseur d’hydrocraquage | NiW sur Alumine + zeolithe |
Tableau 6 : conditions de l’étape e) d’hydrocraquage en lit fixe
L’effluent 14 issu de l’étape e) d’hydrocraquage en lit fixe est soumis à une étape de séparation comportant des ballons séparateurs ainsi qu’une colonne de distillation atmosphérique. Les rendements des différentes fractions obtenues après séparation sont indiqués dans le tableau 7 (% masse par rapport à la charge en amont de l’étape d’hydrocraquage en lit fixe, noté % m/m) :
NH3+H2S | % m/m | 1,1 |
C1-C4 | % m/m | 4,8 |
PI-220°C | % m/m | 63,7 |
220-350°C | % m/m | 24,3 |
350°C+ | % m/m | 8,4 |
Tableau 7 : rendements de l’étape e) d’hydrocraquage en lit fixe après séparation à l’étape f).
Les fractions liquides PI-220°C, 220-350°C et 350°C+ issues de l’étape f) de séparation de l’effluent de l’étape d’hydrocraquage en lit fixe, la fraction PI-180°C issue de l’étape a) d’hydrocraquage en lit bouillonnant et la fraction raffinat 10 issue de l’étape d) d’extraction des aromatiques sont envoyées vers une étape g) de vapocraquage où chacune des fraction liquides est craquée dans des conditions différentes (tableau 8).
Pression sortie fours | MPa abs | 0,2 |
Température sortie four fractions PI-220°C et PI-180°C | °C | 800 |
Température sortie four fraction 220-350°C | °C | 790 |
Température sortie four fractions 350°C+ et raffinat | °C | 780 |
Ratio Vapeur / fractions PI-220°C et PI-180°C | kg/kg | 0,6 |
Ratio Vapeur / fraction 220-350°C | kg/kg | 0,8 |
Ratio Vapeur / fractions 350°C+ et raffinat | kg/kg | 1,0 |
Temps de séjour four fractions PI-220°C et PI-180°C | S | 0,3 |
Temps de séjour four fraction 220-350°C | s | 0,3 |
Temps de séjour four fractions 350°C+ et raffinat | s | 0,3 |
Tableau 8 : conditions de l’étape de vapocraquage
Les effluents des différents fours de vapocraquage sont soumis à une étape de séparation permettant de recycler les composés saturés et d’obtenir les rendements présentés dans le tableau 9 (% masse par rapport à la charge totale en amont de l’étape g) de vapocraquage, noté % m/m).
H2, CO, C1 | % m/m | 8,0 |
Ethylène | % m/m | 34,4 |
Propylène | % m/m | 18,7 |
Coupe C4 | % m/m | 14,9 |
Essence de pyrolyse | % m/m | 19,2 |
Huile de pyrolyse | % m/m | 4,8 |
Tableau 9 : rendements de l’étape de vapocraquage
Le tableau 9 présente les rendements en produits de vapocraquage. Par rapport à la charge de type résidu atmosphérique introduite à l’étape a) d’hydroconversion, le procédé selon l’invention permet d’atteindre des rendements massiques en éthylène et en propylène de 29,4 % et 16,0 % respectivement. De plus, l’enchainement spécifique d’étapes en amont de l’étape de vapocraquage permet de limiter la formation de coke.
Claims (15)
- Procédé de production d’oléfines à partir d’une charge (1) hydrocarbonée ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 180°C et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, ledit procédé comprenant les étapes suivantes :
a) une étape d’hydroconversion réalisée dans un réacteur en lit bouillonnant dans lequel ladite charge hydrocarbonée lourde (1) en présence d’hydrogène (2) est mise en contact d’un catalyseur d’hydroconversion, ladite étape permettant l’obtention d’un effluent (3) ;
b) une étape de séparation de l’effluent (3) issu de l’étape a) d’hydroconversion en une fraction gazeuse (4), une fraction (11) comprenant des composés ayant une température d’ébullition compris entre 350 et 540°C et une fraction liquide résidu sous vide (5) comprenant des composés ayant une température d’ébullition d’au moins 540°C,
c) une étape de désasphaltage par extraction liquide-liquide de la fraction résidu sous vide (5) issue de l’étape b) de séparation, ladite étape c) étant mise en œuvre au moyen d’un solvant (6) ou d’un mélange de solvants permettant d’obtenir d’une part une fraction (7) comprenant de l’asphalte, et d’autre part une fraction huile désasphaltée (8),
d) une étape d’extraction des aromatiques d’au moins une partie de la fraction huile désasphaltée (8) issue de l’étape c) de désasphaltage et d’au moins une partie de la fraction (11) issue de l’étape b) de séparation, permettant l’obtention d’une fraction extrait (13) et une fraction raffinat (10),
e) une étape e) d’hydrocraquage en lit fixe d’au moins une partie de la fraction extrait (13) issue de l’étape d’extraction d) en présence d’hydrogène (12) d’un catalyseur d’hydrocraquage, permettant l’obtention d’un effluent (14),
f) une étape de séparation de l’effluent (14) issu de l’étape e) d’hydrocraquage en lit fixe en au moins une fraction gazeuse (15) et au moins une fraction liquide (16),
g) une étape de vapocraquage de la fraction raffinat (10) issue de l’étape d) d’extraction et de la fraction liquide (16) issue de l’étape f) de séparation comportant des composés à une température d’ébullition inférieure à 350°C, permettant l’obtention d’un effluent (17),
h) une étape de séparation de l’effluent (17) issu de l’étape g) de vapocraquage permettant l’obtention d’au moins une fraction (18) comprenant de l’hydrogène, d’une fraction (19) comprenant de l’éthylène, d’une fraction (20) comprenant du propylène et d’une fraction (21) comprenant de l’huile de pyrolyse. - Procédé selon la revendication 1 dans lequel l’étape b) de séparation comprend une distillation sous vide permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat sous vide (11) et au moins une fraction résidu sous vide (5).
- Procédé selon la revendication 2 dans lequel l’étape b) de séparation comprend en amont de la distillation sous vide, une distillation atmosphérique permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, ladite fraction résidu atmosphérique étant envoyé dans ladite distillation sous vide permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat sous vide (11) et au moins une fraction résidu sous vide (5).
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel la totalité de la fraction résidu (5) issue de l’étape b) est envoyée à l’étape c) de désasphaltage.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel le solvant (6) utilisé à l’étape c) est un solvant apolaire composé à au moins 80% en volume d'hydrocarbure(s) saturé(s) comprenant un nombre de carbone compris entre 3 et 7.
- Procédé selon la revendication 3 dans lequel au moins une partie d’une fraction distillat (11) issue de l’étape b) de séparation, est introduite à l’étape d) d’extraction des aromatiques.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel l’étape d) d’extraction des aromatiques est réalisée sur des fractions (8, 11) ayant une température d’ébullition supérieure à 180°C.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel les composés extraits (10, 13) lors de l’étape d) ont un point d'ébullition supérieur au point d'ébullition du solvant (6) utilisé.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel l’étape e) d’hydrocraquage est opérée de manière à obtenir un rendement en composés liquides ayant une température d’ébullition inférieure à 220°C supérieur à 50% en poids de la charge en entrée de l’étape e) d’hydrocraquage.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel l’étape de séparation f) comprend au moins une distillation atmosphérique permettant l’obtention d’au moins une fraction distillat atmosphérique (16) comportant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350°C et une fraction liquide comprenant du distillat sous vide comportant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C.
- Procédé selon la revendication 10 dans lequel la fraction distillat atmosphérique (16) et la fraction comprenant du distillat sous vide sont envoyées vers l’étape g) de vapocraquage.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel une partie d’une fraction comprenant des composés ayant une température d’ébullition entre 80 de 180°C issue de l’étape b) de séparation est introduite à l’étape g) de vapocraquage.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel l’étape g) de vapocraquage est réalisée dans au moins un four de pyrolyse à une température comprise entre 700 et 900°C, sous une pression comprise entre 0,05 et 0,3 MPa durant un temps de séjour inférieur ou égal à 1,0 seconde.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel les coupes riches en composés saturés issus des gaz légers ou de l’essence de pyrolyse issu de l’étape h) de séparation sont recyclées vers l’étape g) de vapocraquage.
- Procédé selon l’une quelconques des revendications précédentes dans lequel la fraction huile de pyrolyse (21) est soumise à une étape additionnelle de séparation de manière à obtenir une huile de pyrolyse légère comprenant des composés ayant une température d’ébullition inférieure à 350 °C et une huile de pyrolyse lourde comprenant des composés ayant une température d’ébullition supérieure à 350°C, ladite huile de pyrolyse légère est injectée en amont de l’étape e) d’hydrocraquage, et ladite huile de pyrolyse lourde est injectée en amont de l’étape a) d’hydroconversion et/ou de l’étape c) de désasphaltage.
Priority Applications (6)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR1908079A FR3098824B1 (fr) | 2019-07-17 | 2019-07-17 | Procede de production d’olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage |
PCT/EP2020/069036 WO2021008924A1 (fr) | 2019-07-17 | 2020-07-06 | Procede de production d'olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage |
CN202080051558.6A CN114072483B (zh) | 2019-07-17 | 2020-07-06 | 包括加氢处理、脱沥青、加氢裂化和蒸汽裂化的烯烃制备方法 |
EP20735615.5A EP3999613A1 (fr) | 2019-07-17 | 2020-07-06 | Procede de production d'olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage |
US17/626,548 US11959030B2 (en) | 2019-07-17 | 2020-07-06 | Process for the preparation of olefins, comprising hydrotreatment, de-asphalting, hydrocracking and steam cracking |
TW109123807A TW202113048A (zh) | 2019-07-17 | 2020-07-15 | 包含加氫處理、脫瀝青、加氫裂解及蒸汽裂解之烯烴製備方法 |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR1908079 | 2019-07-17 | ||
FR1908079A FR3098824B1 (fr) | 2019-07-17 | 2019-07-17 | Procede de production d’olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR3098824A1 true FR3098824A1 (fr) | 2021-01-22 |
FR3098824B1 FR3098824B1 (fr) | 2021-09-03 |
Family
ID=68733234
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR1908079A Expired - Fee Related FR3098824B1 (fr) | 2019-07-17 | 2019-07-17 | Procede de production d’olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11959030B2 (fr) |
EP (1) | EP3999613A1 (fr) |
CN (1) | CN114072483B (fr) |
FR (1) | FR3098824B1 (fr) |
TW (1) | TW202113048A (fr) |
WO (1) | WO2021008924A1 (fr) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2023122264A1 (fr) * | 2021-12-22 | 2023-06-29 | Saudi Arabian Oil Company | Schéma de procédé pour une conversion d'huile lourde maximale avec rejet d'asphaltène en étage |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR3102772B1 (fr) * | 2019-11-06 | 2021-12-03 | Ifp Energies Now | Procede de production d’olefines comprenant un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4354852A (en) | 1981-04-24 | 1982-10-19 | Hydrocarbon Research, Inc. | Phase separation of hydrocarbon liquids using liquid vortex |
US4457831A (en) | 1982-08-18 | 1984-07-03 | Hri, Inc. | Two-stage catalytic hydroconversion of hydrocarbon feedstocks using resid recycle |
US4495060A (en) | 1982-12-27 | 1985-01-22 | Hri, Inc. | Quenching hydrocarbon effluent from catalytic reactor to avoid precipitation of asphaltene compounds |
US4521295A (en) | 1982-12-27 | 1985-06-04 | Hri, Inc. | Sustained high hydroconversion of petroleum residua feedstocks |
EP2256179A2 (fr) * | 2009-05-26 | 2010-12-01 | IFP Energies nouvelles | Procédé de production d'une coupe hydrocarbonnée à haut indice d'octane et faible teneur en soufre |
FR3033797A1 (fr) | 2015-03-16 | 2016-09-23 | Ifp Energies Now | Procede ameliore de conversion de charges hydrocarbonees lourdes |
US20160362618A1 (en) * | 2014-02-25 | 2016-12-15 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for upgrading refinery heavy hydrocarbons to petrochemicals |
FR3053047A1 (fr) * | 2016-06-23 | 2017-12-29 | Axens | Procede ameliore d'hydroconversion profonde au moyen d'une extraction des aromatiques et resines avec valorisation de l'extrait a l'hydroconversion et du raffinat aux unites aval. |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1043051C (zh) * | 1994-07-22 | 1999-04-21 | 国际壳牌研究有限公司 | 制备氢化石蜡的方法 |
WO2018125282A1 (fr) * | 2016-12-29 | 2018-07-05 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Traitement de bloc avec des catalyseurs en masse pour la production d'huile de base à partir d'huile désasphaltée |
CA3058894A1 (fr) * | 2017-04-07 | 2018-10-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Valorisation des residus avec formation reduite de coke |
-
2019
- 2019-07-17 FR FR1908079A patent/FR3098824B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2020
- 2020-07-06 EP EP20735615.5A patent/EP3999613A1/fr not_active Withdrawn
- 2020-07-06 WO PCT/EP2020/069036 patent/WO2021008924A1/fr unknown
- 2020-07-06 CN CN202080051558.6A patent/CN114072483B/zh active Active
- 2020-07-06 US US17/626,548 patent/US11959030B2/en active Active
- 2020-07-15 TW TW109123807A patent/TW202113048A/zh unknown
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4354852A (en) | 1981-04-24 | 1982-10-19 | Hydrocarbon Research, Inc. | Phase separation of hydrocarbon liquids using liquid vortex |
US4457831A (en) | 1982-08-18 | 1984-07-03 | Hri, Inc. | Two-stage catalytic hydroconversion of hydrocarbon feedstocks using resid recycle |
US4495060A (en) | 1982-12-27 | 1985-01-22 | Hri, Inc. | Quenching hydrocarbon effluent from catalytic reactor to avoid precipitation of asphaltene compounds |
US4521295A (en) | 1982-12-27 | 1985-06-04 | Hri, Inc. | Sustained high hydroconversion of petroleum residua feedstocks |
EP2256179A2 (fr) * | 2009-05-26 | 2010-12-01 | IFP Energies nouvelles | Procédé de production d'une coupe hydrocarbonnée à haut indice d'octane et faible teneur en soufre |
US20160362618A1 (en) * | 2014-02-25 | 2016-12-15 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for upgrading refinery heavy hydrocarbons to petrochemicals |
FR3033797A1 (fr) | 2015-03-16 | 2016-09-23 | Ifp Energies Now | Procede ameliore de conversion de charges hydrocarbonees lourdes |
FR3053047A1 (fr) * | 2016-06-23 | 2017-12-29 | Axens | Procede ameliore d'hydroconversion profonde au moyen d'une extraction des aromatiques et resines avec valorisation de l'extrait a l'hydroconversion et du raffinat aux unites aval. |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
"CRC Handbook of Chemistry and Physics", 2000 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2023122264A1 (fr) * | 2021-12-22 | 2023-06-29 | Saudi Arabian Oil Company | Schéma de procédé pour une conversion d'huile lourde maximale avec rejet d'asphaltène en étage |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US11959030B2 (en) | 2024-04-16 |
CN114072483B (zh) | 2023-11-28 |
US20220380690A1 (en) | 2022-12-01 |
FR3098824B1 (fr) | 2021-09-03 |
EP3999613A1 (fr) | 2022-05-25 |
WO2021008924A1 (fr) | 2021-01-21 |
TW202113048A (zh) | 2021-04-01 |
CN114072483A (zh) | 2022-02-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3271441B1 (fr) | Procédé amélioré de conversion de charges hydrocarbonnées lourdes | |
EP3018188B1 (fr) | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d'hydrotraitement en lit fixe, une etape d'hydrocraquage en lit bouillonnant, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments | |
US9982203B2 (en) | Process for the conversion of a heavy hydrocarbon feedstock integrating selective cascade deasphalting with recycling of a deasphalted cut | |
CA2718124C (fr) | Procede de conversion de residu integrant une technologie lit mobile et une technologie lit bouillonnant | |
EP3018189B1 (fr) | Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape de viscoreduction, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments | |
FR2964387A1 (fr) | Procede de conversion de residu integrant une etape de desasphaltage et une etape d'hydroconversion avec recycle de l'huile desasphaltee | |
FR3014897A1 (fr) | Nouveau procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre et en sediments | |
FR3075808A1 (fr) | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde | |
FR3098522A1 (fr) | Procédé de conversion d’une charge contenant de l’huile de pyrolyse | |
FR2964386A1 (fr) | Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion | |
WO2014096591A1 (fr) | Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif avec recycle de l'huile desasphaltee | |
EP3999613A1 (fr) | Procede de production d'olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage | |
TW201516136A (zh) | 使用選擇脫瀝青、加氫處理及對真空蒸餾渣油轉化以得到汽油及輕烯烴之精製真空蒸餾渣油類型的烴饋料的方法 | |
EP4041847A1 (fr) | Procede de production d'olefines comprenant un desasphaltage, une hydroconversion, un hydrocraquage et un vapocraquage | |
FR2933711A1 (fr) | Procede de conversion comprenant une viscoreduction de residu, puis un desasphaltage et une hydroconversion | |
FR2933709A1 (fr) | Procede de conversion comprenant une hydroconversion d'une charge, un fractionnement, puis un desasphatage de la fraction residu sous vide | |
FR3102772A1 (fr) | Procede de production d’olefines comprenant un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage | |
FR3084372A1 (fr) | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, deux desasphaltages et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte | |
FR3084371A1 (fr) | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, un desasphaltage et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte | |
FR3097229A1 (fr) | Procede de production d’olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage | |
FR2970478A1 (fr) | Procede d'hydroconversion en lit fixe d'un petrole brut, etete ou non, un fractionnement, puis un desasphaltage de la fraction lourde pour la production d'un brut synthetique preraffine | |
WO2023241930A1 (fr) | Procédé d'hydrocraquage avec gestion du recyclage optimisée pour la production de naphta | |
EP3824049A1 (fr) | Procede d'hydrocraquage en deux etapes utilisant une colonne de distillation a cloison | |
WO2016192893A1 (fr) | Procédé de conversion de charges comprenant une étape de viscoréduction, une étape de précipitation et une étape de séparation des sédiments pour la production de fiouls |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 2 |
|
PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20210122 |
|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |
|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |
|
ST | Notification of lapse |
Effective date: 20240305 |