FR3117127A1 - Procédé d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures avec un flux gazeux comprenant de l’hydrogène - Google Patents

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Abstract

La présente invention concerne un procédé d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures avec un flux gazeux comprenant de l’hydrogène dans un réacteur d’hydrotraitement (5), pour produire un effluent d’hydrotraitement, tel qu’on opère hors du réacteur d’hydrotraitement un mélange entre le flux liquide (1) comprenant les hydrocarbures et le flux gazeux comprenant de l’hydrogène (24) et une compression du mélange, tout ou partie du mélange et de la compression étant assurés par une pompe multiphasique (25), afin d’obtenir un mélange comprimé. Puis, on introduit ledit mélange comprimé dans ledit réacteur. Figure 2 à publier

Description

Procédé d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures avec un flux gazeux comprenant de l’hydrogène
L’invention concerne le domaine de l’hydrotraitement de charges hydrocarbonées.
Par hydrotraitement, on désigne l’ensemble des procédés d’épuration qui permettent d’éliminer, par action de l’hydrogène, les impuretés diverses contenues dans des charges hydrocarbonées. Les procédés d’hydrotraitement permettent d’éliminer, par action de l’hydrogène, des impuretés présentes dans les charges telles que l’azote (on parle alors d’hydrodéazotation), le soufre (on parle alors d’hydrodésulfuration), et les composés contenant des métaux qui peuvent empoisonner le catalyseur et engendrer des problèmes opératoires en aval (on parle alors d’hydrodémétallation). L’hydrotraitement peut ainsi permettre de mettre l’hydrocarbure, le produit pétrolier, aux spécifications requises (teneur en soufre, en azote …) pour une application donnée (carburant automobile, essence ou gazole, fioul domestique…). Les normes automobiles, notamment, ont imposé une réduction très forte du soufre dans les carburants diesel et essence.
L’hydrotraitement va donc améliorer la qualité des hydrocarbures, en diminuant la teneur en certains composés, éléments considérés comme des impuretés, mais il peut aussi permettre de diminuer la teneur en hydrocarbures aromatiques, par hydrogénation, et ainsi améliorer l’indice de cétane des hydrocarbures. Lors de procédés d’hydrotraitement, peuvent également être produits, en quantités variables selon les charges traitées, du gaz de combustible (« fuel gas » selon la terminologie anglo-saxonne) et des coupes légères telles que les GPL (acronyme pour Gaz de Pétrole Liquéfié) et du naphta.
Les charges hydrocarbonées visées par ce type de traitement sont plus particulièrement des hydrocarbures issus de coupes pétrolières, ou des hydrocarbures produits par gazéification, éventuellement en mélange, sans exclure cependant des coupes issues du charbon ou issues de biomasse.
Il peut s’agir de coupes pétrolières ou synthétiques lourdes, par exemple des kérosènes, gasoils ou distillats issus de distillation atmosphérique et sous vide afin de produire du kérosène, du gasoil ou du distillat sous vide valorisable, soit dans l’unité de stockage recevant des produits du même type (« pool » en anglais ), soit vers une unité aval comme une unité de craquage catalytique, où les charges sont « craquées » pour produire des hydrocarbures à chaînes plus courtes.
Il est ainsi fréquent que le procédé d’hydrotraitement soit en fait une étape préalable au traitement d’une charge par procédé de type hydroconversion/hydrocraquage ou par un procédé de type craquage catalytique en lit fluidisé. On rappelle que l’hydrocraquage (aussi désigné sous le terme d’hydroconversion) ou le craquage catalytique en lit fluidisé (procédé dit FCC pour « Fluid Catalytic Cracking ») de coupes pétrolières lourdes sont des procédé clés du raffinage qui permettent de produire, à partir de charges lourdes excédentaires et peu valorisables, les fractions plus légères telles qu’essences, carburéacteurs et gazoles légers que recherche le raffineur pour adapter sa production à la demande, voire des coupes plus légères avec notamment production de propylène utilisé en pétrochimie. Certains procédés d'hydrocraquage permettent d'obtenir également un résidu fortement purifié pouvant constituer d'excellentes bases pour huiles. Pour assurer de bonnes performances à l’étape d’hydrocraquage, il est préférable de traiter la charge en amont afin notamment de diminuer la teneur en soufre, nocif au catalyseur. De même, dans le cas du FCC, le catalyseur est sensible à la teneur en métaux et, pour certaines charges lourdes, il est préférable de procéder à une hydrodémétallation en amont du procédé.
Les charges employées dans le procédé d'hydrotraitement sont par exemple des essences, des gazoles, des gazoles sous vide, des résidus atmosphériques, des résidus sous vide, des distillats atmosphériques, des distillats sous vide, des fuels lourds, des huiles, des cires et des paraffines, des huiles usagées, des résidus ou des bruts désasphaltés, des charges provenant des procédés de conversions thermiques ou catalytiques, des charges lignocellulosiques, ou plus généralement des charges issues de la biomasse telles que des huiles végétales, prises seules ou en mélange. Les charges qui sont traitées, et en particulier celles citées ci-dessus, contiennent généralement des hétéroatomes tels que le soufre, l’oxygène et l’azote et, pour les charges lourdes, elles contiennent le plus souvent également des métaux.
Les conditions opératoires utilisées dans les procédés d’hydrotraitement qui mettent en œuvre les réactions d'hydrotraitement de charges hydrocarbonées décrites ci-dessus sont généralement les suivantes : la température est avantageusement comprise entre 180 et 450°C, et de préférence entre 200 et 440 C, la pression est avantageusement comprise entre 0,5 et 30 MPa, et de préférence entre 1 et 15 MPa, la vitesse volumique horaire est avantageusement comprise entre 0,1 et 20 h-1et de préférence entre 0,2 et 10 h-1, et le rapport hydrogène/charge exprimé en volume d'hydrogène, mesuré dans les conditions normales de température et pression, par volume de charge liquide est avantageusement compris entre 5 Nm3/m3à 5000 Nm3/m3et de préférence 8 à 2000 Nm3/m3.
Une littérature abondante décrit différents procédés d’hydrotraitement, suivis par différents traitements aval de type hydrocraquage/hydroconversion.
On peut par exemple citer le brevet EP 3 339 401 qui décrit une installation d’hydrotraitement et d’hydroconversion, avec un fractionnement commun, pour la production d’au moins un des produits suivants ; naphta (léger et/ou lourd), diesel, kérosène, distillat et résidu.
On peut également citer le brevet FR 2 966 835, qui décrit un procédé avec au moins une étape d’hydrotraitement, et qui englobe différentes variantes dont un hydrotraitement, un hydrocraquage, un hydrotraitement suivi d’un hydrocraquage sans séparation entre hydrotraitement et hydrocraquage (appelé aussi « single-stage hydrocracking » en anglais), un hydrotraitement suivi d’un hydrocraquage avec séparation intermédiaire, ou encore un hydrotraitement suivi d’un premier hydrocraquage, d’une séparation des produits et d’un traitement de la fraction non convertie par un autre hydrocraquage (appelé aussi « two-stage hydrocracking » en anglais). Ce brevet préconise, avec des charges azotées, de recycler une partie de l’effluent hydrotraité ou hydrocraqué vers l’étape d’hydrotraitement ou d’hydrocraquage après avoir été soumise à un stripage à l’hydrogène ou autre gaz inerte.
On peut également citer le brevet WO 2015/078675 qui décrit un hydrotraitement de deux fractions hydrocarbonées comportant chacune des composés soufrés et azotés, utilisant un catalyseur différent ou identique pour chacune des fractions, et recyclant l’hydrogène récupéré dans les deux effluents hydrotraités pour hydrotraiter une des deux fractions.
Dans le domaine de l’hydrotraitement, il est un besoin constant d’améliorer les processus, notamment de réduire les coûts d’investissement et/ou d’exploitation du procédé, par exemple en augmentant l’efficacité énergétique des installations, et/ou en diminuer les coûts d’investissement pour construire des installations, sans pour autant sacrifier le rendement d’hydrotraitement/la qualité des hydrocarbures hydrotraités. Il est également nécessaire d’améliorer la robustesse du procédé dans le but de réduire les coûts de maintenance.
L’invention a alors pour but d’améliorer les procédés d’hydrotraitement, notamment en termes d’investissement, et/ou de consommation énergétique, et/ou de robustesse, sans dégrader le rendement ou la qualité de l’hydrotraitement.
L’objet de l’invention est un procédé d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures avec un flux gazeux comprenant de l’hydrogène dans un réacteur d’hydrotraitement, tel qu’on opère hors du réacteur un mélange entre le flux liquide comprenant les hydrocarbures et le flux gazeux comprenant de l’hydrogène et une compression du mélange, pour produire un effluent d’hydrotraitement, tout ou partie du mélange et de la compression étant assurés par une pompe polyphasique, afin d’obtenir un mélange comprimé, puis tel qu’on introduit ledit mélange comprimé dans ledit réacteur.
Au sens de l’invention, on comprend par « flux liquide comprenant les hydrocarbures », un flux essentiellement liquide et contenant majoritairement, notamment essentiellement, des hydrocarbures qui peuvent contenir des traces d’autres éléments, du type soufre, azote, métal, qui peuvent justement être les éléments qu’on cherche à séparer de la charge par hydrotraitement. (On comprend par « essentiellement » un pourcentage d’au moins 90 % poids d’hydrocarbures, notamment d’au moins 95 % en poids, par exemple d’au moins 98% ou 99% poids). Le flux liquide peut aussi contenir, dans de très faibles teneurs (par exemple au plus 1 ou 2% en poids) des composés gazeux dissous dans les conditions opératoires (pression, température) rencontrées. Par soucis de concision, on désignera aussi ce flux sous le terme flux liquide d’hydrocarbures.
Au sens de l’invention, on comprend par « flux gazeux comprenant de l’hydrogène » un flux gazeux contenant majoritairement, notamment essentiellement, de l’hydrogène gazeux, mais qui peut aussi contenir des traces d’autres composants, notamment dans le cas où il s’agit, en tout ou partie, d’hydrogène recyclé d’une étape aval au procédé d’hydrotraitement visé. (On comprend par « essentiellement » un pourcentage d’au moins 90 % poids d’hydrogène, notamment d’au moins 95 % en poids, par exemple d’au moins 98% ou 99 %poids)Par soucis de concision, on désignera aussi ce flux sous le terme flux gazeux d’hydrogène.
L’invention propose ainsi de recourir à une pompe multiphasique pour mélanger la phase liquide d’hydrocarbures et la phase gazeuse d’hydrogène qui alimentent le réacteur d’hydrotraitement. Une pompe multiphasique (appelée aussi « MPP » pour l’acronyme de la désignation anglo-saxonne « Multi Phase Pump ») est une machine de compression rotodynamique, axiale, multi-étagée. Contrairement aux machines classiques (pompe et compresseur qui sont utilisés, respectivement, pour des fluides très largement majoritaires en liquide ou des fluides largement majoritaires en gaz, c’est-à-dire avec plus de 90% et souvent plus de 95% de la phase majoritaire), sa conception permet d'opérer des mélanges de liquide et de gaz sur une plage de fraction volumique de gaz très large, allant de 0% à 100%. La pompe comporte un agencement de plusieurs séries de compression, chacune composée d'étages de compression tous identiques par série. Chaque étage est lui-même composé d'un élément en rotation (l’impulseur) et d'un élément statique (le redresseur).
Le dimensionnement de la machine est basé sur un certain nombre de paramètres géométriques régis par des critères connus de l’homme de l’art. Plus précisément, en fonction des conditions d'entrée de la pompe imposées par le procédé et l'élévation de pression que doit réaliser la pompe multiphasique, sont réglés : le nombre de séries d'étages, c’est-à-dire le nombre de groupes d'étages identiques, le nombre d'étages par série, le diamètre extérieur, le diamètre d'entrée au moyeu, les angles des bords d'attaque et de fuite des aubages des rotors, la vitesse de rotation, ainsi que des rapports de sections de passage. Ces paramètres sont des données d'entrée pour l'utilisation d'un code numérique dédié à la génération d'une géométrie d'étages de compression biphasique. Une fois la géométrie créée, celle-ci est vérifiée et validée par l'emploi de critères définis pour assurer le bon fonctionnement de l'étage de compression lorsque des mélanges de gaz et de liquide sont utilisés avec une fraction volumique de gaz (acronyme GVF) donnée.
On rappelle que le GVF se calcule de la façon suivante, exprimé comme le ratio du début de gaz Q gaz sur le débit total Qtotal:
GVF = Qgaz (m3/h)/Qtotal (m3/h)
Ce type de pompe est déjà connu, et différentes conceptions de MPP sont décrites par exemple dans les brevets FR-2 471 501, US-4,365,932, US-4,641,679, FR-2 665 224, US-5,375,976 et FR-2 748 533. Leur utilisation dans le domaine de la production pétrolière/de gaz naturel a déjà été proposée. Elle a, notamment, déjà été décrite dans les brevets EP-0 917 905 et FR-0 860 442, dans le cadre du traitement d’effluent pétrolier/de gaz naturel contenant des impuretés de type gaz acides, dioxyde de carbone et/ou hydrogène sulfuré, pour réaliser la compression biphasique d’un gaz soluble (gaz acides) dans un liquide (phase aqueuse, sous-produit du traitement de l’effluent pétrolier), l’objectif étant de réinjecter le mélange liquide obtenu dans un puits de production ou dans une cavité souterraine.
Par contre, on n’avait, jusqu’ici, pas envisagé l’utilisation de telles pompes dans d’autres domaines, notamment dans le domaine du traitement de charges hydrocarbonées, tout particulièrement dans le domaine du raffinage de produits pétroliers et plus particulièrement dans les procédés de type hydrotraitement de telles charges. Et pourtant, il s’est avéré que l’utilisation de ce type de pompe pour alimenter le réacteur d’hydrotraitement en charge, c’est-à-dire un flux liquide d’hydrocarbures, et en réactif destiné à traiter la charge, c’est-à-dire le flux gazeux d’hydrogène, est extrêmement intéressante à plusieurs titres :
- La pompe multiphasique va permettre d’assurer un mélange intime entre le flux d’hydrocarbures et le flux gazeux d’hydrogène, avec un certain niveau de dissolution du gaz dans la phase liquide d’hydrocarbures, avant introduction dans le réacteur, ce qui assure un contact optimal entre les deux flux, et donc une réaction optimale entre les deux flux liquide et gaz dans le réacteur. Le rendement peut s’en trouver amélioré,
- La pompe multiphasique va permettre de comprimer le mélange jusqu’au niveau de pression voulu, notamment pour monter la pression de la charge à un niveau suffisant pour permettre d’alimenter le réacteur d’hydrotraitement, qui opère sous pression. Le niveau de pression suffisant ici est généralement une pression au moins égale à la pression à laquelle opère le réacteur d’hydrotraitement (elle est généralement choisie un peu au-dessus de la pression du réacteur, notamment pour compenser les éventuelles pertes de charge entre la sortie de la pompe et l’entrée du réacteur),
- la pompe va avantageusement remplacer au moins un compresseur généralement utilisé pour assurer, de façon conventionnelle, l’alimentation du réacteur avec le flux d’hydrogène ou les multiples flux provenant d’une source d’hydrogène (flux gazeux d’hydrogène dit « frais ») et/ou d’un effluent gazeux contenant de l’hydrogène généré dans l’installation d’hydrotraitement en aval du réacteur d’hydrotraitement (flux gazeux d’hydrogène dit « recyclé »). Or, les compresseurs, sont des machines complexes nécessitant un suivi et une maintenance réguliers, voire nécessitant des équipements en doublon permettant d’assurer la production même en cas de panne. En remplaçant au moins un compresseur par une pompe multiphasique, qui est un équipement plus robuste, on gagne en durée d’opération et/ou en durée de vie.
On peut utiliser la pompe multiphasique pour mélanger aux hydrocarbures liquides aussi bien de l’hydrogène « frais » qu’éventuellement aussi de l’hydrogène « recyclé », récupéré par séparation en aval du réacteur d’hydrotraitement. Et, dans ce dernier cas, la pompe multiphasique peut se charger, au moins en partie, de la mise en pression de l’hydrogène recyclé et/ou de l’hydrogène frais. Dans le cas où il faut donc comprimer l’hydrogène recyclé avant de le réinjecter dans le réacteur, l’invention permet d’utiliser un compresseur pour la mise en pression de l’hydrogène recyclé avant réinjection dans le réacteur qui ne nécessite pas autant de puissance que de façon conventionnelle. On peut donc utiliser un compresseur de taille plus petite et de consommation énergétique moindre, voire supprimer complètement le compresseur, ou en diminuer le nombre quand plusieurs sont prévus en série, ce qui est, en termes d’investissement et de coût de fonctionnement et de consommation énergétique, très avantageux.
- On va pouvoir injecter dans le réacteur d’hydrotraitement le même mélange, par une seule entrée (pouvant inclure un ou plusieurs points d’injection), qui va être, majoritairement, liquide, ce qui simplifie la conception du réacteur et facilite son pilotage. A noter cependant que, selon la configuration et le dimensionnement du réacteur, on peut envisager une entrée unique par un seul point d’injection dans le réacteur alimenté par le flux en sortie de la MPP, ou plusieurs entrées via plusieurs points d’injection avec les connexions fluidiques ad hoc entre la sortie de la MPP et ces points d’injection multiples.
Selon un mode de réalisation de l’invention, on peut opérer un prémélange du flux liquide et du flux gazeux en amont de la pompe multiphasique par un ballon homogénéisateur, qui est un dispositif mélangeur gaz/liquide, afin d’alimenter la pompe multiphasique avec ledit prémélange. Il est disposé en amont de ladite pompe multiphasique et lui-même alimenté, d’une part en flux gazeux frais et/ou recyclé d’hydrogène, et en flux liquide d’hydrocarbures. Ce ballon homogénéisateur (ou autre dispositif équivalent) permet, d’une part, d’assurer une mise en contact des deux phases gaz et liquide afin d’assurer une alimentation la plus stable possible de la pompe, et d’autre part d’offrir un volume de stockage « tampon » pour une certaine quantité de gaz et de liquide, permettant d’alimenter correctement la pompe même en cas de problèmes opératoires transitoires.
La pompe multiphasique peut assurer dans le mélange une dissolution partielle du flux gazeux d’hydrogène dans le flux liquide d’hydrocarbures, avec une baisse de la fraction volumique de gaz GVF du mélange d’au moins 1% en pourcentages relatifs, notamment une baisse comprise entre 1 et 30%, notamment entre 3 et 20%, en pourcentages relatifs. Comme évoqué plus haut, la portion d’hydrogène dissoute va être particulièrement réactive vis-à-vis des hydrocarbures au sein du réacteur d’hydrotraitement catalytique aval : une augmentation du taux de dissolution de l’hydrogène dans le réacteur grâce à l’utilisation de la pompe multiphasique est ainsi favorable aux réactions d’hydrotraitement.
La pompe multiphasique peut assurer une augmentation de pression du mélange d’au moins 5, 10 ou 20 bars absolus. Cette augmentation est par exemple de 5 à 30 bars. La pompe multiphasique remplit ainsi à la fois la fonction de mélangeur et de compresseur. (La pression en « bar absolu » est aussi notée de façon abrégée par « bara »). En effet, le choix de la pression régnant dans le réacteur d’hydrotraitement dépend d’un certain nombre de paramètres mais elle est généralement comprise entre 1 et 15 MPa (soit entre 10 et 150 bars).
Avantageusement, on peut chauffer le mélange comprimé issu de la pompe multiphasique avant de l’introduire dans le réacteur d’hydrotraitement, notamment à l’aide d’au moins un dispositif thermique de type échangeur(s) thermique(s) et/ou four(s), avantageusement situé en aval de la pompe multiphasique et en amont du réacteur d’hydrotraitement. Il est en effet préférable de chauffer la charge (et le réactif hydrogène) avant introduction dans le réacteur d’hydrotraitement pour favoriser l’hydrogénation des hydrocarbures.
Selon un mode de réalisation, le flux liquide d’hydrocarbures et/ou le flux gazeux d’hydrogène, qui alimentent avantageusement la pompe multiphasique, comprennent au moins pour partie, respectivement, des hydrocarbures recyclés et/ou de l’hydrogène recyclé depuis une ou des étapes, notamment aval, au procédé d’hydrotraitement.
Selon un mode de réalisation, au moins un flux liquide supplémentaire, comprenant notamment des hydrocarbures recyclés depuis une ou des étapes située(e) en aval du procédé d’hydrotraitement selon l’invention et/ou un flux gazeux supplémentaire, comprenant notamment de l’hydrogène recyclé depuis une ou des étapes située(e) en aval du procédé d’hydrotraitement selon l’invention, est/sont introduit(s) dans le réacteur d’hydrotraitement, via la pompe multiphasique et/ou avec le flux de mélange comprimé sortant de la pompe multiphasique auquel il(s) est/sont ajouté(s), et/ou par introduction séparée en entrée du réacteur. En fait, chaque flux supplémentaire peut être ajouté au flux entrant dans le réacteur, soit en amont de la pompe, soit en sortie de pompe, soit séparément du flux entrant dans le réacteur.
Dans ce cas, avantageusement, on peut chauffer le/les flux supplémentaire(s) avant introduction dans le réacteur d’hydrotraitement, notamment par un dispositif de chauffage de type échangeur(s) thermique(s) et/ou four(s), commun avec le dispositif venant chauffer le mélange comprimé ou distinct de celui-ci.
Avantageusement selon le procédé selon l’invention, on peut opérer au moins une séparation de l’effluent d’hydrotraitement issu du réacteur d’hydrotraitement en un effluent gazeux comprenant de l’hydrogène et un effluent liquide. L’hydrogène de l’effluent gazeux peut être au moins en partie recyclé vers le réacteur d’hydrotraitement, soit directement dans le réacteur, soit en amont de la pompe multiphasique, soit en sortie de la pompe multiphasique pour être ajouté au mélange comprimé (avant ou après chauffage de celui-ci quand il est prévu avant introduction dans le réacteur).
L’invention a aussi pour objet une installation d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, comprenant un réacteur d’hydrotraitement pour mettre en œuvre le procédé décrit plus haut.
L’invention a aussi pour objet une installation d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, comprenant un réacteur d’hydrotraitement, et telle que ladite installation comprend une pompe multiphasique en amont du réacteur d’hydrotraitement pour assurant hors du réacteur une compression et un mélange entre le flux liquide comprenant les hydrocarbures et le flux gazeux comprenant de l’hydrogène, afin d’obtenir un mélange comprimé, pour introduction du mélange comprimé dans ledit réacteur. Tout moyen connu de connexion fluidique, de type conduite, peut acheminer le mélange comprimé depuis la sortie de la pompe vers le réacteur.
Cette installation comprend de préférence : - un dispositif de chauffage du mélange comprimé en aval de la pompe multiphasique et en amont du réacteur d’hydrotraitement, - un dispositif de prémélange du flux liquide et du flux gazeux en amont de la pompe multiphasique, - un dispositif de séparation, en aval du réacteur d’hydrotraitement, pour séparer l’effluent du réacteur d’hydrotraitement en au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse contenant de l’hydrogène, - des moyens éventuels de recyclage de tout ou partie de l’hydrogène contenu dans la /une des phases gazeuses vers le réacteur d’hydrotraitement.
Naturellement, on ne rentre pas ici dans le détail des connexions fluidiques et autres dispositifs de pilotage (vannes, compresseurs…) connus de l’homme de l’art permettant la circulation et le pilotage des flux en question. Les moyens éventuels de recyclage évoqués plus haut peuvent ainsi inclure un ou des compresseurs, et des conduites amenant le produit recyclé vers le réacteur d’hydrotraitement, directement, en le faisant passer par la pompe multiphasique ou en l’ajoutant au mélange comprimé en sortie de pompe.
De façon connue, les procédés d’hydrotraitement mettant en œuvre l’invention utilisent des catalyseurs d’hydrotraitement, qui peuvent comporter plusieurs composants, et qui pourront aussi, de ce fait, être appelés systèmes catalytiques (d’hydrotraitement).
De préférence, on alimente la pompe multiphasique avec le flux liquide et le flux gazeux dans des proportions relatives correspondant à une fraction volumique de gaz GVF d’au moins 5%. Cette fraction volumique de gaz GVF peut monter jusqu’à 50, 60 et même 80% au besoin. C’est tout l’intérêt de ce type de pompe que de pouvoir permettre de mélanger une phase liquide avec une proportion, au besoin très élevée, majoritaire, de gaz. On n’a donc aucun besoin d’adapter le ratio entre les hydrocarbures et l’hydrogène par rapport aux conditions opératoires conventionnelles des procédés d’hydrotraitement, ce qui est clairement avantageux (on peut ainsi conserver le même dimensionnement de réacteur, le même débit entrant d’hydrocarbures et d’hydrogène, tout en maintenant ou en augmentant le rendement de la réaction). A noter cependant que les pompes pultiphasiques ont chacune leur plage de fonctionnement préférée, notamment en fonction de leur dimensionnement, et qu’on les choisit en conséquence, ici en fonction du type de procédé d’hydrotraitement/ du type de réacteur qu’elle va alimenter.
On peut faire une séparation, ou plusieurs séparations successives, de l’effluent réactionnel issu de l’hydrotraitement réalisé dans le réacteur d’hydrotraitement, notamment par une ou plusieurs première(s) colonnes de fractionnement/distillation, stripper et/ou par au moins un séparateur liquide/gaz, ballon etc... La séparation, ou au moins l’une des séparations quand il y en a plusieurs, a pour objectif de séparer une coupe/un effluent comportant les hydrocarbures hydrotraités d’une part, et une coupe/un effluent gazeux comprenant de l’hydrogène non réagi d’autre part, de façon à valoriser/poursuivre le traitement des hydrocarbures hydrotraités, et, le cas échéant, à pouvoir recycler l’hydrogène non réagi. Dans ce cas de figure, l’effluent/la coupe comprenant l’hydrogène (non réagi) peut avoir à être traité pour pouvoir être recyclé. Il s’agit notamment d’un traitement de purification, de type lavage avec des amines. Le terme « séparations successives » n’est pas à comprendre littéralement, et est indiqué pour signifier que l’une se fait en aval de l’autre, mais pas nécessairement de façon consécutive.
La pompe multiphasique est par exemple une pompe biphasique comprenant entre une et jusqu'à trois séries d'étages de compression, comprenant chacune jusqu'à 6 étages de compression identiques, et une puissance d’au moins 100kW jusqu’à 3000 kW : Son dimensionnement est à ajuster en fonction des débits des phases liquide et gazeuse à mélanger/comprimer, qui sont liés au dimensionnement du réacteur d’hydrotraitement.
L’invention va être décrite à l’aide d’exemples non limitatifs de mise en œuvre de procédés d’hydrotraitement, illustrés par les figures listées ci-dessous.
Liste des figures
[Fig 1]
La représente un premier schéma d’installation d’hydrotraitement conventionnel, relatif à un hydrotraitement de coupe pétrolière.
[Fig 2]
La représente le schéma d’installation d’hydrotraitement de la modifié selon l’invention.
[Fig 3]
La représente un deuxième schéma d’installation d’hydrotraitement conventionnel, relatif à une hydrogénation sélective d’essence.
[Fig 4]
La représente le schéma d’installation d’hydrotraitement de la modifié selon l’invention.
Les figures 1 à 4 sont très schématiques, et représentent différents composants des installations sans nécessairement respecter l’échelle ni la configuration spatiale relative des composants en question, et en se limitant à représenter les composants/flux/dispositifs les plus importants/utiles au vu de l’invention, afin d’en faciliter la lecture. Ainsi, notamment, aucune de ces figures ne représente notamment les moyens d’introduction/pilotage de circulation des fluides, qui sont connus en soit dans les installations d’hydrotraitement.
A noter que les références gardent, d’une figure à l’autre, la même signification.
Par soucis de clarté/simplification des figures, les sections réactionnelles et les sections de fractionnement/séparation, telles que définies plus loin, sont représentées aux figures, respectivement sous la forme d’un seul réacteur et d’une seule colonne.
Les conditions opératoires d’un réacteur d’hydrotraitement sont généralement les suivantes : - réacteur en lit fixe de catalyseur
- température 200-460°C
- pression totale entre 1 et 15 MPa, notamment vers 1-10 MPa,
- vitesse spatiale horaire de charge liquide pour chaque étape catalytique entre 0,1 et 20 h-1,
- quantité d’hydrogène par rapport à la charge liquide entre 50 et 2000 Nm3/m3, notamment entre100 et 1000 Nm3/m3.
Définitions, abréviations et conventions dans le cadre de la présente invention
- La pompe multiphasique peut être désignée par son acronyme anglo-saxon MPP (« MultiPhase Pump »). Dans tous les exemples, il s’agit d’une pompe biphasique liquide/gaz.
- Les termes « amont » et « aval » sont à comprendre en fonction de l’écoulement général du/des fluides en question dans l’installation, depuis l’introduction des réactifs, la charge hydrocarbonée et l’hydrogène ici, jusqu’à la récupération du ou des produits d’intérêts.
- L’hydrotraitement correspond à toute réaction visant l’ensemble des procédés d’épuration qui permettent d’éliminer, par action de l’hydrogène, les impuretés diverses contenues dans des charges hydrocarbonées
- Le catalyseur d’hydrotraitement est ici un catalyseur conventionnel dans ce domaine d’application, à savoir un catalyseur comprenant de façon générale au moins un métal du groupe VIB, au moins un métal du groupe VIIIB, et un support à base d’oxyde(s) métallique(s) (type alumine) et/ou de silicium. De préférence, le métal du groupe VIB est Mo et/ou W, et le métal du groupe VIIIB de préférence Ni et/ou Co. Les combinaisons des deux types de métaux (les métaux des groupes VIB et VIII B pré-mentionnés) préférées sont nickel-molybdène, cobalt-molybdène, nickel-cobalt-molybdène, nickel- tungstène, nickel-molybdène-tungstène et nickel-cobalt-tungstène. Le support est de préférence à base d’oxyde de silicium et/ou d’oxyde d’aluminium. Le catalyseur peut contenir aussi du phosphore, et éventuellement du soufre. Dans les exemples suivants, on choisit une combinaison Co-Mo ou Ni-Mo sur un support d’alumine.
- Un flux dit liquide correspond au mélange de l’ensemble des composés qui se trouvent à un état physique liquide dans les conditions de température et de pression de la section réactionnelle, incluant les flux de fluide entrants y compris ceux provenant de la MPP et du mélangeur gaz/liquide amont à la MPP (dont les flux recyclés depuis l’aval de la section réactionnelle d’hydrotraitement) et les flux sortants vers la section éventuelle de séparation ou de fractionnement
- Un flux dit gazeux correspond au mélange de l’ensemble des composés qui se trouvent à l’état physique gaz dans les conditions de température et de pression de l’enceinte réactionnelle d’hydrotraitement, qui se présente sous plusieurs formes, soit en phase continue, le liquide étant alors dispersé sous forme de gouttes ou de filet liquide dans le flux gazeux, soit sous forme de bulles présentes dans la phase liquide, notamment dans les flux entrants précités.
- La section réactionnelle d’hydrotraitement comprend le réacteur d’hydrotraitement et ses équipements associés, dont les éventuels moyens de chauffage/refroidissement, les moyens d’introduction/évacuation des différents fluides et du catalyseur, dans sa version la plus simple, qui correspond aux cas illustrés aux figures. L’invention inclut également une section réactionnelle pouvant être composée de plusieurs réacteurs d’hydrotraitement, en série et/ou en parallèle. Par soucis de concision/simplicité, on pourra parler plutôt de « réacteur » pour faire référence à la section réactionnelle, et les figures la représentent sous la forme d’un unique réacteur.
- La « section de séparation » ou « section de fractionnement » désigne le ou les dispositifs de séparation, notamment par distillation, disposés en aval de la section réactionnelle, avec un seul dispositif ou une pluralité de dispositifs disposés en série et/ou en parallèle, dispositifs qui peuvent être identiques ou différents par leur dimensionnement ou leur conception/fonctionnement. Par soucis de concision, on pourra la décrire en mentionnant un/des séparateurs et/ou une/des colonnes de fractionnement, elle peut aussi intégrer des moyens de séparation supplémentaire autres que des colonnes ou des séparateurs. Là encore, les figures la représentent par simplification sous la forme d’une unique colonne.
- Un « échangeur thermique », tel que décrit et représenté aux figures, là encore par soucis de concision/clarté des figures, est à comprendre comme un ensemble de moyens de chauffage, pouvant comprendre un ou plusieurs échangeurs thermiques et/ou un ou plusieurs fours.
- Un composant « d’appoint » ou « frais » (hydrocarbure, hydrogène) est un composant non recyclé d’une étape aval du procédé d’hydrotraitement à une étape plus amont ou lors d’une même étape.
- Un composant « recyclé » ou « de recycle », a contrario, est un composant produit, séparé, présent dans une étape aval du procédé et qui est recyclé d’une étape donnée du procédé vers une étape plus amont du procédé ou lors d’une même étape (soutirage d’un réacteur pour réalimenter le même réacteur par exemple, avec notamment refroidissement du flux). De l’hydrogène recyclé est à comprendre comme un flux comprenant essentiellement de l’hydrogène, mais étant susceptible de comprendre des traces d’autres composants (comme par exemple des traces d’hydrocarbures en C1-C3, et/ou des traces de H2S de l’ordre de quelques ppm).
On ne décrira pas ci-dessous en détails, par soucis de concision, toutes les installations d’hydrotraitement conventionnelles des figures 1 et 3 en détails, et les conditions opératoires de leur mise en œuvre qui ne sont pas liées étroitement à l’invention : pour plus de détails sur l’hydrotraitement dans son ensemble, on pourra se reporter notamment aux brevets précités.
Exemple 1 (comparatif)
Le procédé de l’exemple 1 correspond à un procédé selon la , qui illustre une unité d’hydrotraitement de charge hydrocarbonée conventionnel, où l’hydrotraitement a pour but de désulfurer la charge par chauffage de la charge et réaction avec de l’hydrogène dans une section réactionnelle comprenant au moins un four d’hydrotraitement avec un catalyseur adapté, de façon à obtenir un effluent liquide avec une teneur en soufre réduite. L’effluent est ensuite séparé/fractionné pour obtenir différentes coupes d’intérêt et pour récupérer et recycler l’hydrogène nécessaire à l’hydrotraitement de la charge. L’hydrotraitement constitue donc ici une désulfuration de charge et est suivie d’un fractionnement.
Le procédé est le suivant, en se rapportant à la :
La charge 1 est composée d’hydrocarbures d’origine pétrolière, sous forme d’un mélange de gasoil comprenant 80% poids de gasoil en sortie de distillation (appelé également SR pour « straight run » selon le terme anglo-saxon) et 20% poids de gasoil en sortie de craquage catalytique FCC (pour « Fluid Catalytic Cracking »), appelée également LCO pour « Light Cycle Oil » selon le terme anglo-saxon. Cette charge 1 est envoyée dans une pompe de charge 2 puis mélangée à l’hydrogène apporté par la conduite 22. Le mélange est ensuite chauffé au travers de l’échangeur thermique 3 pour atteindre le niveau de température nécessaire à la réaction d’hydrotraitement. Après cet échange, la charge chauffée est envoyée via la conduite 4 dans un réacteur d’hydrotraitement 5 à une pression d’environ 50 bara (5 MPa), avec le catalyseur ad hoc, ici Co-Mo sur alumine.
L’effluent hydrotraité 6 en sortie de réacteur est refroidi dans un échangeur 7 puis envoyé dans un ballon séparateur liquide/gaz haute pression 9 sous forme d’effluent refroidi 8. Une fraction gazeuse est séparée dans ce ballon et récupérée en tête via la ligne 11. Une fraction liquide hydrotraitée est récupérée en fond via la ligne 10.
La fraction gazeuse 11 du ballon séparateur chaud à haute pression 9 comprend de l’hydrogène n’ayant pas réagi, l’H2S formé au cours de la réaction, ainsi que des hydrocarbures légers. La fraction liquide est fractionné dans une colonne 12 pour obtenir une coupe légère « off gas » 13, une coupe naphta 14 et une coupe gazole 15. La fraction gaz 11 est envoyée dans une colonne de lavage aux amines 16 permettant d’éliminer au moins une partie de l’H2S qu’elle contient. La fraction gazeuse contenant de l’hydrogène de recycle 17 est soutirée en tête de colonne et mélangée avec un appoint d’hydrogène frais comprimé 20 au moyen du compresseur 19 venant comprimer un appoint 18 d’hydrogène frais. Le mélange d’hydrogène constitué de l’hydrogène de recycle 17 et de l’hydrogène d’appoint comprimé 20 est ensuite envoyé dans un compresseur 21. L’hydrogène comprimé récupéré via la conduite 22 est mélangé à la charge sortant de la pompe 2.
Hormis le fait d’utiliser des technologies conventionnelles, pompes et compresseurs, les conditions opératoires (pression, température et flux de réactifs et de solvant) sont données dans le tableau 1. Elles sont identiques à celles retenues dans le cas de l’exemple 2 ci-dessous.
Exemple 2 (selon l’invention)
Le procédé de l’exemple 1 est illustré à la , qui représente une installation qui a été modifiée par rapport à l’installation selon la . On s’attachera donc surtout aux modifications qui ont été apportées. La même charge 1 composée d’hydrocarbures est envoyée dans une pompe de charge 2 puis mélangée avec l’appoint d’hydrogène frais 24 au moyen d’un ballon homogénéisateur liquide/gaz 23. Le mélange liquide/gaz est ensuite pompé à l’aide d’une pompe multiphasique 25, puis mélangé à l’hydrogène recyclé 26 après avoir été comprimé par un compresseur 27 et apporté par la conduite 17. Le mélange total (le mélange comprimé issu de la pompe multiphasique et l’ajout de H2 recyclé) est ensuite chauffé au travers de l’échangeur 3 pour atteindre le niveau de température nécessaire à la réaction d’hydrotraitement, puis est envoyé via une conduite 28 dans le réacteur d’hydrotraitement 5.
L’effluent hydrotraité 6 en sortie de réacteur est refroidi dans un échangeur 7, puis l’effluent refroidi 8 est envoyé dans le ballon séparateur haute pression 9. Une fraction gazeuse est séparée dans ce ballon et récupérée en tête via la ligne 11. Une fraction liquide hydrotraitée est récupérée en fond via la ligne 10.
La fraction gazeuse du ballon séparateur chaud à haute pression 11 comprend de l’hydrogène n’ayant pas réagi, l’H2S formé au cours de la réaction, ainsi que des hydrocarbures légers. La fraction liquide 10 est fractionnée dans une colonne 12 pour obtenir, comme dans le cas de la , une coupe légère « off gas » 13, une coupe naphta 14 et une coupe gazole 15. La fraction gaz 11 est envoyée dans une colonne de lavage aux amines 16 permettant d’éliminer au moins une partie de l’H2S qu’elle contient comme dans le cas de la : La fraction gazeuse contenant de l’hydrogène 17 est soutirée en tête de colonne, comprimé au moyen d’un compresseur 27 puis mélangée à la charge sortant de la pompe multiphasique 25 par la conduite 26 comme vu plus haut.
Les conditions opératoires à l’entrée de la pompe multiphasique MPP 25 sont rassemblées dans le tableau 1 ci-dessous (A noter que, dans tous les tableaux qui suivent, les valeurs de débit indiquées en m3/h sont données aux conditions de pression et de température du procédé.).
Unités Entrée de la MPP (1 er étage)
Phase Mélangée
débit total (liquide + gaz) m3/h 1676
température °C 40
pression bar absolu 21
Débit phase gaz m3/h 1278
Débit phase liquide m3/h 398
GVF % 76
En se basant sur les conditions montrées dans le Tableau 1, la pompe multiphasique 25 de la a été pré-dimensionnée, avec les résultats détaillés dans le Tableau 2 ci-dessous. Pour atteindre la pression du réacteur de 50 bars absolus, on choisit une pompe de l'ordre de 2,7 MW et 6 étages de compression.
Le GVF correspond à la fraction volumique de gaz libre dans le mélange gaz/liquide, il est calculé comme suit : GVF = Qvapor(m3/h)/(Qtotal) (m3/h)avec Q vapor : débit gaz dans les conditions réelles (Actual flow rate)
Le calcul du GLR (acronyme anglais pour « Gas Liquid Ratio » ou Rapport gaz Liquide en français) se fait de la façon suivante :GLR = Qvapor(m3/h)/Qliquid(m3/h)
Etage Débit total entrée GLR à l’entrée de l’étage GVF entrée Augmentation de pression Augmentation température Pression entrée Pression sortie
unité m3/h % bar °C Bar absolu Bar absolu
1 1676 3,2 76,3 2,2 0,06 21,0 23,2
2 1555 2,9 74,4 2,9 0,07 23,2 26,1
3 1424 2,6 72,1 4,0 0,09 26,1 30,1
4 1289 2,2 69,1 5,4 0,12 30,1 35,5
5 1153 1,9 65,5 7,3 0,15 35,5 42,8
6 1024 1,6 61,1 9,7 0,19 42,8 52,5
La fraction volumique de gaz varie de 76 % à l'entrée à 61% à la sortie du sixième étage. L’élévation de température totale est estimée à 0,69°C en faisant l'hypothèse d'une compression polytropique biphasique. Par ailleurs, la différence de pression par étage est d’autant plus grande que le débit total diminue et que la fraction volumique de gaz (GVF) est réduite à la traversée de la pompe. Le débit de gaz chute progressivement d'un étage à l'autre, compte-tenu de la compressibilité du gaz, ce qui d’une part, contribue, à l'amélioration de l’efficacité de la pompe MPP, et ce qui, d’autre part, est favorable à l’efficacité du procédé d’hydrotraitement en aval.
On a comparé les puissances des équipements impliqués dans la compression du H2entre l’exemple 1 comparatif ( ) et l’exemple 2 selon l’invention ( ). Les coûts d’investissement des équipements de compression ont également été comparés. On a observé une réduction totale du coût d’installation des machines tournantes de 26 % pour l’exemple 2, par rapport à l’exemple 1 comparatif. Cette réduction est une conséquence de la suppression du compresseur d’appoint hydrogène 19 qui représente 31% du coût des machines tournantes de l’exemple 1.
A noter aussi qu’on a pu diminuer la pompe de charge 2 (devenue pompe 2’ plus petite/ moins puissante) en raison d’une pression de refoulement moindre, ainsi que la diminution du compresseur 21 de H2de recycle (devenue le compresseur 27, plus petit/moins puissant) en raison d’une baisse de débit en entrée du compresseur. Par « diminuer », on entend un dimensionnement inférieur, engendrant un investissement inférieur et une consommation énergétique inférieure.
La consommation électrique augmente dans l’exemple 2 par rapport à l’exemple 1, principalement en raison du remplacement du compresseur de recycle 19 entraîné par une turbine vapeur par la pompe multiphasique 25 entraînée par un moteur électrique. En revanche, ce surcoût est compensé à 90% par une réduction de 20% des consommations de vapeur Haute Pression et d’eau de refroidissement. Le surcoût opératoire est donc très faible.
Au niveau opérationnel, le schéma innovant selon l’exemple 2 (la ) permet, grâce à l’ajout d’une pompe multiphasique 22, de supprimer un compresseur 19 nécessitant une maintenance plus importante qu’une pompe multiphasique en termes de temps et de coût. Par ailleurs, le mélange assuré par la pompe multiphasique 25 permet une meilleure distribution du gaz et du liquide en entrée de réacteur d’hydrotraitement 5.
Exemple 3 (comparatif)
La figure 3 correspondant à cet exemple illustre une unité conventionnelle d’hydrotraitement sélective d’une essence : La charge 30 correspondant à la coupe essence d’une unité de craquage catalytique (acronyme FCC pour « Fluid Catalytic Cracking » en anglais) est pompée à l’aide d’une pompe 31 puis mélangée à un flux d’appoint d’hydrogène comprimé 32 à l’aide d’un compresseur 33. Le mélange est ensuite chauffé au travers d’un échangeur 34, puis envoyé par la conduite 35 dans un réacteur d’hydrogénation sélective 36, qui est à une pression de 2,5 MPa. L’effluent hydrotraité 37 est fractionné dans un dispositif de fractionnement sous forme d’un splitter 38 pour obtenir une coupe fuel gas 39, une coupe de naphta léger 40 et une coupe de naphta lourd 41.
Hormis le fait d’utiliser des technologies classiques, pompes et compresseurs, les conditions opératoires (pression, température et flux de réactifs et de solvant) sont identiques à celles retenues dans le cas de l’exemple 4 ci-dessous.
Exemple 4 (selon l’invention)
Il est conforme au procédé illustré à la , qui représente une installation modifiée par rapport à l’installation représentée en . La modification réside dans l’alimentation du réacteur d’hydrogénation sélective 36 : La charge 30 correspondant à la coupe essence d’une unité de craquage catalytique (FCC) est pompée à l’aide d’une pompe 31’ puis mélangée à un flux d’appoint d’hydrogène 40 au moyen d’un ballon homogénéisateur gaz/liquide 23’. Le mélange liquide/gaz est ensuite pompé au travers d’une pompe multiphasique 25’ puis chauffé dans l’échangeur 34 avant d’être envoyé dans un réacteur d’hydrogénation sélective 36 par la conduite 35. L’effluent hydrotraité 37 est fractionné dans un splitter 38 pour obtenir une coupe fuel gas 39, une coupe de naphta léger 40 et une coupe de naphta lourd 41, comme pour l’exemple 3.
Les conditions opératoires à l’entrée de la pompe MPP 25’ sont rassemblées dans le tableau 3 ci-dessous.
Unités Entrée de la MPP (1 er étage)
Phase Mélangée
débit total (liquide + gaz) m3/h 106
température °C 60.6
pression bar absolu 20.7
Débit phase gaz m3/h 32
Débit phase liquide m3/h 74.3
GVF % 30
En se basant sur les conditions montrées dans le Tableau 5, la pompe multiphasique 25’ de la a été pré-dimensionnée, avec les résultats détaillés dans le Tableau 4 ci-dessous. Pour atteindre la pression du réacteur 36 (ou la dépasser légèrement pour tenir compte des pertes de charge entre la sortie de la pompe et l’entrée du réacteur), pression qui est ici de 25 bars absolus, on choisit une pompe de l'ordre de 120 kW et 4 étages de compression.
Etage Débit total entrée GLR à l’entrée de l’étage GVF entrée Augmentation de pression Augmentation température Pression entrée Pression sortie
unité m3/h % bar °C Bar absolu Bar absolu
1 106,3 0,43 30 1,86 0,22 20,7 22,6
2 103,1 0,39 28,8 2,08 0,23 22,6 24,7
3 100,0 0,35 25,7 2,30 0,24 24,7 27,0
4 97,2 0,31 22,9 2,51 0,25 27,0 29,5
La fraction volumique de gaz varie de 30 % à l'entrée à 22,9 % à la sortie du quatrième étage. L’élévation de température totale s’élève à 0,94°C. Par ailleurs, la différence de pression par étage est d’autant plus grande que le débit total diminue et que la fraction volumique de gaz (GVF) est réduite à la traversée de la pompe. Le débit de gaz chute progressivement d'un étage à l'autre, compte-tenu des effets de dissolution du gaz dans le liquide et de la compressibilité du gaz, ce qui contribue à l'amélioration de l’efficacité de la pompe et ce qui est favorable à l’efficacité du procédé d’hydrotraitement en aval.
On a comparé les puissances des équipements impliqués dans la compression du H2entre l’exemple 3 comparatif ( ) et l’exemple 4 selon l’invention ( ) et leurs coûts d’investissement. On a observé une réduction totale du coût d’installation des machines tournantes de 84 % pour l’exemple 6, par rapport à l’exemple 5 comparatif. Cette réduction est principalement une conséquence de la suppression du compresseur 33 d’appoint hydrogène, qui représente 86% du cout des machines tournantes de l’exemple 5.
La consommation électrique augmente dans l’exemple 4 par rapport à l’exemple 3, mais ce surcoût est faible. Au niveau opérationnel, là encore, le schéma innovant permet grâce à l’ajout d’une pompe multiphasique 25’ de supprimer un compresseur nécessitant une maintenance plus importante qu’une pompe en termes de temps et de coût. Par ailleurs, le mélange assuré par la pompe multiphasique 25’ permet, là encore, une meilleure distribution du gaz et du liquide en entrée de réacteur et de meilleures performances de conversion au sein du réacteur 36.
Des variantes illustrées aux figures 2 et 4, on voit que l’invention autorise de nombreuses configurations, et qu’elle est donc très flexible dans sa mise en œuvre, quel que soit l’hydrotraitement envisagé, et avec des charges hydrocarbonées très différentes. L’hydrotraitement mis en œuvre dans l’invention peut être intégré dans un procédé impliquant aussi d’autres étapes amont ou aval, notamment un hydrocraquage/une hydroconversion de l’effluent hydrotraité. L’hydrotraitement selon l’invention peut aussi être intégré dans un procédé impliquant aussi une ou plusieurs étapes de séparation /fractionnement.
Elle peut s’adapter à des dimensionnements variés de réacteurs, et à des pressions d’opération du réacteur dans une large gamme de valeurs.

Claims (13)

  1. Procédé d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures avec un flux gazeux comprenant de l’hydrogène dans un réacteur d’hydrotraitement (5,36), pour produire un effluent d’hydrotraitement, caractérisé en ce qu’on opère hors du réacteur d’hydrotraitement un mélange entre le flux liquide (1,30) comprenant les hydrocarbures et le flux gazeux comprenant de l’hydrogène (24,40) et une compression du mélange, tout ou partie du mélange et de la compression étant assurés par une pompe multiphasique (25,25’), afin d’obtenir un mélange comprimé, et en ce qu’on introduit ledit mélange comprimé dans ledit réacteur.
  2. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu’on opère un prémélange du flux liquide et du flux gazeux en amont de la pompe multiphasique (25,25’) par un ballon homogénéisateur gaz/liquide (23,23’), et en ce qu’on alimente la pompe multiphasique avec ledit prémélange.
  3. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la pompe multiphasique (25,25’) assure dans le mélange une dissolution partielle du flux gazeux dans le flux liquide, avec une baisse de la fraction volumique de gaz GVF du mélange d’au moins 1% en pourcentages relatifs, notamment une baisse comprise entre 1 et 30%, notamment entre 3 et 20%, en pourcentages relatifs.
  4. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la pompe multiphasique (25,25’) assure une augmentation de pression du mélange d’au moins 5, 10 ou 20 bars absolus.
  5. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’on chauffe le mélange comprimé issu de la pompe multiphasique (25,25’) avant de l’introduire dans le réacteur d’hydrotraitement (5,36), notamment à l’aide d’au moins un dispositif thermique de type échangeur(s) thermique(s) et/ou four(s) (3,34).
  6. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le flux liquide et/ou le flux gazeux comprennent au moins pour partie, respectivement, des hydrocarbures recyclés et/ou de l’hydrogène recyclé depuis une ou des étapes aval au procédé d’hydrotraitement.
  7. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’un flux liquide supplémentaire, comprenant notamment des hydrocarbures recyclés depuis une ou des étapes aval au procédé d’hydrotraitement et/ou un flux gazeux supplémentaire, comprenant notamment de l’hydrogène recyclé (26) depuis une ou des étapes aval au procédé d’hydrotraitement, est/sont introduits dans le réacteur d’hydrotraitement, avec le flux de mélange comprimé sortant de la pompe multiphasique (25,25’) auquel il(s) est/sont ajouté(s), et/ou en amont de la pompe multiphasique et/ou par introduction séparée en entrée du réacteur (5,36).
  8. Procédé selon les revendications 5 et 7, caractérisé en ce qu’on chauffe le/les flux supplémentaire(s) avant introduction dans le réacteur d’hydrotraitement (5,36), notamment par un dispositif de chauffage de type échangeur(s) thermique(s) et/ou four(s), commun avec le dispositif (3,34) venant chauffer le mélange comprimé, ou distinct de celui-ci.
  9. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’on opère au moins une séparation de l’effluent d’hydrotraitement issu du réacteur d’hydrotraitement (5,36) en au moins un effluent gazeux (11) comprenant de l’hydrogène et un effluent liquide (10), et en ce que l’hydrogène compris dans l’effluent gazeux (11) est au moins en partie recyclé vers le réacteur d’hydrotraitement (5), soit directement dans le réacteur, soit via/en amont de la pompe multiphasique, soit en étant ajouté au mélange comprimé en sortie de la pompe multiphasique (25).
  10. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce qu’on traite l’effluent gazeux (11) comprenant l’hydrogène avant recyclage, notamment par une purification de type lavage avec des amines.
  11. Installation d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, comprenant un réacteur d’hydrotraitement pour mettre en œuvre le procédé selon l’une des revendications précédentes.
  12. Installation d’hydrotraitement d’un flux liquide comprenant des hydrocarbures par un flux gazeux comprenant de l’hydrogène, comprenant un réacteur d’hydrotraitement (5,36), caractérisée en ce que ladite installation comprend une pompe multiphasique (25,25’) en amont du réacteur d’hydrotraitement pour assurer une compression et un mélange entre le flux liquide comprenant les hydrocarbures et le flux gazeux comprenant de l’hydrogène, afin d’obtenir un mélange comprimé, pour introduction du mélange comprimé dans ledit réacteur.
  13. Installation selon la revendication précédente, caractérisée en ce qu’elle comprend : - un dispositif de chauffage (3,34) du mélange comprimé en aval de la pompe multiphasique (25,25’) et en amont du réacteur d’hydrotraitement (5,36), - un dispositif (23,23’) de prémélange du flux liquide et du flux gazeux en amont de la pompe multiphasique, - un dispositif de séparation (9,38) en aval du réacteur d’hydrotraitement pour séparer l’effluent du réacteur d’hydrotraitement en au moins une phase liquide et au moins une phase gazeuse comprenant de l’hydrogène, - des moyens de recyclage de tout ou partie de l’hydrogène contenu dans la /une des phases gazeuses vers le réacteur d’hydrotraitement.
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