FR3126423A1 - Procédé d’hydroconversion de charges hydrocarbonées - Google Patents
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Abstract
L’invention concerne un procédé d’hydroconversion d’une charge pétrolière (1) comprenant:- (a) une première étape d’hydrocraquage de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage afin d’obtenir un premier effluent hydrocraqué;- (b) une étape de séparation liquide/gaz de l’effluent hydrocraqué afin d’obtenir un effluent gazeux séparé et un effluent liquide séparé ;- (c) une étape de fractionnement dudit effluent liquide séparé, afin d’obtenir au moins un effluent de tête, et au moins un effluent de fond comprenant une fraction liquide dite lourde,- (e) une étape de traitement d’au moins une partie de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) de fractionnement comprenant une sous-étape (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de ladite partie de l’effluent de tête assurée au moins en partie par une pompe multiphasique.
Figure 2 à publier
Description
L’invention concerne un procédé d’hydroconversion d’une charge hydrocarbonée de type pétrolière. On rappelle que l’hydroconversion (aussi désigné sous le terme d’hydrocraquage) de coupes pétrolières lourdes est un procédé clé du raffinage qui permet 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. Certains procédés d'hydrocraquage permettent d'obtenir également un résidu fortement purifié pouvant constituer d'excellentes bases pour huiles.
Les procédés d’hydrocraquage sont couramment utilisés en raffinerie pour transformer des mélanges hydrocarbonés en produits aisément valorisables, en présence d’hydrogène et de catalyseurs d’hydroconversion appropriés. Ces procédés peuvent être utilisés pour transformer des coupes légères telles que, par exemple, des essences, en coupes plus légères (désignées aussi sous l’acronyme LPG pour « Liquefied Petroleum Gas » selon la terminologie anglo-saxonne). Ces procédés sont, habituellement, plutôt utilisés pour convertir des charges plus lourdes (telles que des coupes pétrolières ou synthétiques lourdes, par exemple des gasoils issus de distillation sous vide ou des effluents d’une unité Fischer-Tropsch) en essence ou naphta, kérosène, gasoil.
Certains procédés d'hydrocraquage permettent d'obtenir également un résidu fortement purifié pouvant constituer d'excellentes bases pour huiles. Un des effluents particulièrement ciblés par le procédé d’hydrocraquage est le distillat moyen (fraction qui contient la coupe gazole et la coupe kérosène), c'est-à-dire des coupes à points d'ébullition initial d'au moins 145°C et final allant jusqu'à avant le point d'ébullition initial du résidu, par exemple inférieur à 340°C, ou encore à 385°C.
Un autre effluent ciblé par le procédé d’hydrocraquage est le naphta, qui correspond à une fraction pétrolière de température d’ébullition inférieure à 175°C.
L’hydrocraquage est un procédé qui tire sa flexibilité, notamment, de trois éléments :
- les conditions opératoires utilisées, dont par exemple la pression, la température, le temps de séjour, le ratio hydrogène/hydrocarbures
- les types de catalyseurs employés, et
- le fait que l’hydrocraquage des charges hydrocarbonées puisse être réalisé en une ou en deux étapes.
- les conditions opératoires utilisées, dont par exemple la pression, la température, le temps de séjour, le ratio hydrogène/hydrocarbures
- les types de catalyseurs employés, et
- le fait que l’hydrocraquage des charges hydrocarbonées puisse être réalisé en une ou en deux étapes.
En particulier, l’hydrocraquage des distillats sous vide (connus sous l’acronyme DSV) permet de produire des coupes légères (Gasoil, Kérosène, naphta…) plus valorisables que le DSV lui-même. Ce procédé catalytique ne permet pas de transformer entièrement le DSV en coupes légères. Après fractionnement, il reste donc une proportion plus ou moins importante de fraction de DSV non convertie, nommée UCO (acronyme pour « UnConverted Oil » selon la terminologie anglo-saxonne). Pour augmenter sa conversion, cette fraction non convertie UCO peut être recyclée. Elle peut être recyclée :
- à l’entrée du réacteur d’hydrotraitement, quand on prévoit de faire précéder l’hydrocraquage de la charge hydrocarbonée par un hydrotraitement,
- ou à l’entrée du réacteur d’hydrocraquage, dans le cas où il s’agit d’un procédé d’hydrocraquage en une étape,
- ou encore à l’entrée d’un deuxième réacteur d’hydrocraquage traitant la fraction non convertie à l’issue de l’étape de fractionnement, dans le cas où il s’agit d’un procédé d’hydrocraquage en deux étapes.
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- ou encore à l’entrée d’un deuxième réacteur d’hydrocraquage traitant la fraction non convertie à l’issue de l’étape de fractionnement, dans le cas où il s’agit d’un procédé d’hydrocraquage en deux étapes.
Le procédé d’hydroconversion peut être précédé d’un procédé d’hydrotraitement, terme par lequel 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.
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 : 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. 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.
Une littérature abondante décrit différents procédés d’hydrotraitement, suivis par différents traitements aval de type hydrocraquage/hydroconversion. En général, les procédés prévoient l’hydrotraitement de la charge, puis son hydroconversion. L’effluent hydrocraqué est ensuite séparé en une phase liquide et une phase gazeuse, la phase liquide étant ensuite fractionnée par une colonne de fractionnement en au moins trois ou quatre fractions, dont une fraction gazeuse, plusieurs fractions de points d’ébullition différents, et une fraction liquide lourde, appelée aussi résidu.
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.
Dans le domaine de l’hydroconversion, 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’hydroconversion/la qualité des hydrocarbures hydrotraités. Il est également nécessaire d’améliorer la robustesse du procédé dans le but de réduire les coûts de maintenance.
Il est ainsi connu du brevet EP 3 184 607 une installation d’hydrotraitement ou d’hydroconversion, qui prévoit, après la section réactionnelle, une section de séparation particulière comprenant une pluralité de ballons séparateurs successifs, dont un ballon séparateur chaud haute pression, un ballon séparateur froid haute pression, une zone de compression, un ballon séparateur chaud à basse pression, et une colonne de séparation, également appelée strippeur, avec un effluent issu de l’un des ballons et un effluent issu de la colonne strippeur venant alimenter la section de fractionnement. Cette configuration de la section de séparation aval à la section d’hydrotraitement ou d’hydroconversion permet un gain dans la consommation énergétique globale du procédé, et est donc avantageuse, mais ce type d’installation est encore susceptible d’améliorations.
L’invention a alors pour but d’améliorer les procédés d’hydroconversion, 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’invention a alors tout d’abord pour objet un procédé d’hydroconversion d’une charge pétrolière comprenant au moins 10% volume de composés bouillant au-dessus de 340°C ledit procédé comprenant :
- (a) une première étape d’hydrocraquage de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage afin d’obtenir un premier effluent hydrocraqué;
- (b) une étape de séparation liquide/gaz de l’effluent hydrocraqué afin d’obtenir un effluent gazeux séparé et un effluent liquide séparé ;
- (c) une étape de fractionnement dudit effluent liquide séparé, afin d’obtenir au moins un effluent de tête, et au moins un effluent de fond comprenant une fraction liquide dite lourde,
- (d) une deuxième étape optionnelle d’hydrocraquage, en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage, d’une charge comprenant au moins une partie de la fraction liquide lourde obtenue à l’étape (c) de fractionnement, afin d’obtenir un deuxième effluent hydrocraqué, dont au moins une partie est renvoyée à l’étape (b) de séparation,
- (e) une étape de traitement d’au moins une partie de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) de fractionnement, notamment en vue d’en séparer un ou plusieurs composés, et comprenant une sous-étape (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de ladite partie de l’effluent de tête assurée au moins en partie par une pompe multiphasique.
- (a) une première étape d’hydrocraquage de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage afin d’obtenir un premier effluent hydrocraqué;
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- (d) une deuxième étape optionnelle d’hydrocraquage, en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage, d’une charge comprenant au moins une partie de la fraction liquide lourde obtenue à l’étape (c) de fractionnement, afin d’obtenir un deuxième effluent hydrocraqué, dont au moins une partie est renvoyée à l’étape (b) de séparation,
- (e) une étape de traitement d’au moins une partie de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) de fractionnement, notamment en vue d’en séparer un ou plusieurs composés, et comprenant une sous-étape (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de ladite partie de l’effluent de tête assurée au moins en partie par une pompe multiphasique.
L’effluent de tête obtenu à l’étape (c) de fractionnement comporte généralement au moins 60%, de préférence au moins 70% et avantageusement au moins 80% en volume de composés hydrocarbonés de température d’ébullition d’au plus 175°C.
L’invention propose ainsi de recourir à une pompe multiphasique pour assurer l’homogénéité et la mise en pression d’un flux issu du fractionnement, qui sont nécessaires aux divers traitements ultérieurs qui sont prévus, ce flux pouvant être /étant le mélange d’un flux liquide et d’un flux gazeux, et/ou étant à tout le moins un flux liquide dans lequel du gaz est dissous (suivant, notamment, les conditions opératoires où l’on se place, le gaz pourra être sous forme gazeuse, sous forme dissoute dans le liquide ou pour partie dissoute et pour partie non dissoute).
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 (dite GVF pour l’acronyme de la désignation anglo-saxonne « Gas Volume Fraction ») donnée.
On rappelle que le GVF se calcule de la façon suivante, exprimé comme le ratio du débit de gaz Q gaz sur le débit total Q total : GVF = Q gaz (m3/h) / Q total (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.
En revanche, 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 hydroconversion de telles charges.
Et pourtant, l’utilisation de ce type de pompe pour que l’effluent liquide /gaz ou liquide contenant du gaz dissous, qui est issu du fractionnement et destiné à des traitements ultérieurs, soit à la fois homogénéisé et comprimé au niveau de pression voulu s’est avérée extrêmement intéressante à plusieurs titres :
- La pompe multiphasique va permettre d’assurer un mélange intime entre gaz et liquide, avec un niveau éventuel de dissolution du gaz dans la phase liquide (d’hydrocarbures), avant le traitement ultérieur, ce qui assure un contact optimal entre gaz et liquide, et donc une réaction/un comportement optimaux/améliorés dans les traitements suivants, dont le rendement peut s’en trouver amélioré, notamment quand le ou les traitements suivants implique(nt) une colonne de séparation/distillation,
- La pompe multiphasique va permettre de comprimer le mélange liquide/gaz jusqu’au niveau de pression voulu, notamment pour monter la pression de la charge à un niveau suffisant pour permettre d’alimenter un réacteur/un dispositif opérant sous pression. Le niveau de pression suffisant ici est généralement une pression au moins égale à la pression à laquelle opère ledit réacteur/ledit dispositif (elle est généralement choisie un peu au-dessus de la pression du réacteur/dispositif, notamment pour compenser les éventuelles pertes de charge entre la sortie de la pompe et l’entrée du réacteur/dispositif) :
- la pompe va avantageusement remplacer au moins un compresseur généralement utilisé pour assurer, de façon conventionnelle, la mise sous pression du mélange. 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 et/ou en coûts de maintenance. La pompe MPP de l’invention va pouvoir, de fait, remplacer à la fois un compresseur et une pompe, des machines tournantes généralement utilisées conjointement, ce qui entraîne un gain d’investissement en équipements.
- On va pouvoir injecter dans le dispositif/réacteur qui « suit » la pompe MPP sur la ligne de production, si besoin, l’unique mélange obtenu en sortie de pompe MPP, par une seule entrée (pouvant inclure un ou plusieurs points d’injection), qui va être, majoritairement, liquide, ce qui simplifie la conception du réacteur/dispositif et facilite son pilotage. A noter cependant que, selon la configuration et le dimensionnement du réacteur/ du dispositif en aval de la pompe MPP, on peut envisager une entrée unique par un seul point d’injection dans le réacteur/dispositif 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.
L’utilisation de la pompe MPP s’avère particulièrement avantageuse quand l’effluent qu’elle traite est ensuite traité par des dispositifs à haute pression, notamment des colonnes de séparation de gaz, notamment du type absorbeur de LPG ou dé-éthaniseurs, qui fonctionnent à haute pression, par exemple de l’ordre de 5 à 10 bars. La pompe MPP, à titre d’exemple, est ainsi capable de comprimer un effluent, qui, en entrée de pompe, est à une pression de 1 à 2 bars, par exemple au voisinage de 1,5 bars, jusqu’à une pression de 5 à 10 bars, par exemple au voisinage de 9 bars.
De préférence, l’étape (e) de traitement comprend une sous-étape (e1) de séparation liquide/gaz de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) en une première portion d’effluent liquide renvoyé en reflux vers l’étape (c) de fractionnement, une deuxième portion d’effluent liquide, et un effluent gazeux.
L’effluent gazeux est de préférence un gaz léger comprenant généralement de l’hydrogène et des composés hydrocarbonés C1 à C4 et éventuellement un peu de naphta vaporisé.
L’effluent liquide est principalement composé de « light naptha » (naphta léger), et de « heavy naptha » (naphta lourd) ainsi qu’éventuellement du gaz dissous.
Ladite sous-étape (e1) de séparation est suivie d’une sous-étape (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux pour obtenir un effluent de tête après soutirage du reflux (c’est-à-dire l’effluent de tête auquel on a soustrait le reflux) qui est ensuite homogénéisé et mis en compression selon la sous-étape (e3) d’homogénéisation et mise en compression.
En effet, dans l’invention, la pompe MPP est de préférence alimentée par l’effluent de tête issu de la colonne de fractionnement, et il est fréquent de prévoir en haut de colonne une boucle de reflux sur l’effluent de tête : avec cette décomposition en trois sous-étapes, on s’assure ainsi de prévoir la boucle de reflux, l’effluent qui alimente de fait la pompe MPP sera l’effluent de tête de la colonne de fractionnement moins la portion de liquide qui est renvoyée dans la colonne par reflux. Si cette boucle de reflux est conventionnelle, elle n’est cependant pas obligatoire.
De préférence, après la sous-étape (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de la partie de l’effluent de tête, l’étape (e) de traitement comprend au moins un traitement dudit effluent homogénéisé et mis sous pression choisi parmi au moins un des traitements suivants : séparation liquide/gaz, distillation, fractionnement, absorption.
Il peut s’agir d’un procédé dit de traitement de type par absorption-fractionnement.
On rappelle que dans un procédé d’absorption-fractionnement, les gaz et les liquides provenant de diverses unités sont acheminés vers un absorbeur LPG /dé-éthaniseur où les fractions d’hydrocarbures en C3+ sont absorbées à l’aide d’une huile pour être séparées des fractions C2 et des gaz légers, la séparation entre les fractions C2 et C3 uniquement par distillation étant délicate à réaliser (ici l’huile peut être du naphta lourd qui provient d’un naphta splitter), puis récupérées en tête de l’absorbeur LPG pour être utilisées comme gaz combustible. Les fractions plus lourdes restantes (récupérées en fond du dé-éthaniseur) sont envoyées dans un débutaniseur, et l’huile d’absorption est retournée dans l’absorbeur LPG/ le dé-éthaniseur via le naphta splitter. La fraction contenant les hydrocarbures en C3/C4 est séparée des pentanes (C5) et des fractions plus lourdes dans le débutaniseur.
Dans le cadre de l’invention, le traitement de l’effluent sortant de la pompe MPP peut notamment comporter une ou plusieurs des étapes suivantes :
- une séparation liquide/gaz, par exemple dans un ballon ou un enchaînement de ballons ou autres dispositifs de séparation liquide/gaz en série,
- un fractionnement, par exemple une ou plusieurs distillations
- une absorption, par exemple un absorbeur de LPG, puis une colonne de lavage à amine pour traiter le flux tête sortant de l’absorbeur de LPG pour éliminer H2S, notamment avant envoi au réseau fuel gas.
Selon un traitement préféré, le flux sortant de la pompe MPP est traité par un enchaînement d’étapes comprenant :
- une étape de séparation solide/gaz dans un (ou plusieurs) ballon (s), pour obtenir un effluent gazeux et un effluent liquide
- puis une étape de traitement de l’effluent gazeux dans un absorbeur LPG,
- et en parallèle une étape de traitement de l’effluent liquide dans une colonne de distillation appelée dé-éthaniseur (connue en soi).
- une séparation liquide/gaz, par exemple dans un ballon ou un enchaînement de ballons ou autres dispositifs de séparation liquide/gaz en série,
- un fractionnement, par exemple une ou plusieurs distillations
- une absorption, par exemple un absorbeur de LPG, puis une colonne de lavage à amine pour traiter le flux tête sortant de l’absorbeur de LPG pour éliminer H2S, notamment avant envoi au réseau fuel gas.
Selon un traitement préféré, le flux sortant de la pompe MPP est traité par un enchaînement d’étapes comprenant :
- une étape de séparation solide/gaz dans un (ou plusieurs) ballon (s), pour obtenir un effluent gazeux et un effluent liquide
- puis une étape de traitement de l’effluent gazeux dans un absorbeur LPG,
- et en parallèle une étape de traitement de l’effluent liquide dans une colonne de distillation appelée dé-éthaniseur (connue en soi).
Selon un mode de réalisation de l’invention, on ajuste la température de l’effluent alimentant la pompe polyphasique en amont de celle-ci, notamment en diminuant ladite température.
En modifiant la température de l’effluent, on peut en effet jouer sur le ratio gaz/liquide de l’effluent : Cet ajustement de la température permet d’optimiser le GVF en entrée de la pompe MPP et ainsi améliorer l’efficacité de celle-ci.
En modifiant la température de l’effluent, on peut en effet jouer sur le ratio gaz/liquide de l’effluent : Cet ajustement de la température permet d’optimiser le GVF en entrée de la pompe MPP et ainsi améliorer l’efficacité de celle-ci.
La réduction de température visée peut être, par exemple, autour de 10% ou d’au moins 10% (en comparant la température de l’effluent en sortie de pompe MPP avec sa température en entrée de pompe MPP).
Selon un mode de réalisation, on refroidit l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) pendant la sous-étape (e1) de séparation liquide/gaz et/ou l’effluent de tête après reflux pendant la sous-étape (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux et/ou l’effluent en entrée de la pompe polyphasique.
De préférence, la pompe multiphasique assure une augmentation de pression de l’effluent avec lequel elle est alimentée d’au moins 3 bars (0,3 MPa), de préférence d’au moins 5 ou 6 ou 7 bars (0,5 ou 0,6 ou 0,7 MPa).
Cette augmentation de pression dépend de la pression d’entrée de l’effluent dans la pompe MPP et de la pression requise par l’équipement se trouvant en aval de la pompe. La pompe peut ainsi faire passer l’effluent, initialement à pression 1 ou 1,5 bars à une pression au moins trois à cinq fois supérieure, notamment à une pression de 7,5 ou 8 ou 9 bars (0,75 ou 0,8 ou 0,9 MPa).
Cette augmentation de pression dépend de la pression d’entrée de l’effluent dans la pompe MPP et de la pression requise par l’équipement se trouvant en aval de la pompe. La pompe peut ainsi faire passer l’effluent, initialement à pression 1 ou 1,5 bars à une pression au moins trois à cinq fois supérieure, notamment à une pression de 7,5 ou 8 ou 9 bars (0,75 ou 0,8 ou 0,9 MPa).
La pompe multiphasique remplit ainsi à la fois la fonction de mélangeur et de compresseur.
Le procédé selon l’invention peut comprendre une étape (a1) d’hydrotraitement préalable de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrotraitement avant son hydrocraquage dans la première étape (a) d’hydrocraquage.
L’étape de fractionnement du procédé selon l’invention est de préférence réalisée sur l’effluent liquide séparé, afin d’obtenir, comme indiqué plus haut, au moins un effluent de tête comportant généralement au moins 60%, de préférence au moins 70% et avantageusement au moins 80% en volume de composés hydrocarbonés de température d’ébullition d’au plus 175°C.
L’étape de fractionnement peut notamment être réalisée sur l’effluent liquide séparé, afin d’obtenir
- l’effluent de tête en question,
- optionnellement au moins un effluent de distillats moyens de point d’ébullition intermédiaire entre la fraction de tête et la fraction lourde non convertie
- la fraction liquide lourde non convertie.
- l’effluent de tête en question,
- optionnellement au moins un effluent de distillats moyens de point d’ébullition intermédiaire entre la fraction de tête et la fraction lourde non convertie
- la fraction liquide lourde non convertie.
On peut réaliser l’étape (b) de séparation liquide/gaz par un enchaînement de ballons séparateurs fonctionnant à des températures et/ou pressions différentes, et par au moins une colonne de séparation par strippage.
L’invention a également pour objet une installation d’hydroconversion mettant en œuvre le procédé décrit plus haut.
L’invention a également pour objet une installation d’hydroconversion d’une charge pétrolière, de préférence mettant en œuvre le procédé décrit plus haut, comprenant au moins 10% volume de composés bouillant au-dessus de 340°C, ladite installation comprenant :
- (a) une première section d’hydrocraquage de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage afin d’obtenir un premier effluent hydrocraqué;
- (b) une section de séparation liquide/gaz de l’effluent hydrocraqué afin d’obtenir un effluent gazeux séparé et un effluent liquide séparé ;
- (c) une section de fractionnement dudit effluent liquide séparé, afin d’obtenir au moins un effluent de tête, et au moins un effluent de fond comprenant une fraction liquide dite lourde,
- (d) une deuxième section optionnelle d’hydrocraquage, en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage, d’une charge comprenant au moins une partie de la fraction liquide lourde obtenue à l’étape (c) de fractionnement, afin d’obtenir un deuxième effluent hydrocraqué, dont au moins une partie est renvoyée à l’étape (b) de séparation,
- (e) une section de traitement d’au moins une partie de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) de fractionnement, notamment en vue d’en séparer un ou plusieurs composés, et comprenant une sous-section (e3) munie d’une pompe multiphasique assurant au moins en partie l’homogénéisation et de mise en compression préliminaires de ladite partie de l’effluent de tête.
- (a) une première section d’hydrocraquage de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage afin d’obtenir un premier effluent hydrocraqué;
- (b) une section de séparation liquide/gaz de l’effluent hydrocraqué afin d’obtenir un effluent gazeux séparé et un effluent liquide séparé ;
- (c) une section de fractionnement dudit effluent liquide séparé, afin d’obtenir au moins un effluent de tête, et au moins un effluent de fond comprenant une fraction liquide dite lourde,
- (d) une deuxième section optionnelle d’hydrocraquage, en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage, d’une charge comprenant au moins une partie de la fraction liquide lourde obtenue à l’étape (c) de fractionnement, afin d’obtenir un deuxième effluent hydrocraqué, dont au moins une partie est renvoyée à l’étape (b) de séparation,
- (e) une section de traitement d’au moins une partie de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) de fractionnement, notamment en vue d’en séparer un ou plusieurs composés, et comprenant une sous-section (e3) munie d’une pompe multiphasique assurant au moins en partie l’homogénéisation et de mise en compression préliminaires de ladite partie de l’effluent de tête.
De préférence, la section (e) de traitement comprend une sous-section (e1) de séparation liquide/gaz de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) en une première portion d’effluent liquide renvoyé en reflux vers l’étape (c ) de fractionnement, une deuxième portion d’effluent liquide, et un effluent gazeux, et en aval de celle-ci une sous-section (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux pour obtenir un effluent de tête après soutirage du reflux qui est ensuite homogénéisé et mis en compression dans la sous-section (e3) d’homogénéisation et mise en compression.
Après la sous-section (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de la partie de l’effluent de tête, la section (e) de traitement peut comprendre au moins un dispositif de traitement dudit effluent homogénéisé et mis sous pression choisi parmi au moins un des dispositifs suivants :
- un séparateur liquide/gaz, par exemple un ballon ou un enchaînement de ballons ou autres dispositifs de séparation liquide/gaz en série,
- au moins un dispositif de fractionnement, par exemple une ou plusieurs colonnes de distillation
- un dispositif d’absorption, par exemple un absorbeur de LPG, une colonne de lavage à amine pour traiter le flux tête sortant de l’absorbeur de LPG pour éliminer H2S, notamment avant envoi au réseau fuel gas.
- au moins un dispositif de fractionnement, par exemple une ou plusieurs colonnes de distillation
- un dispositif d’absorption, par exemple un absorbeur de LPG, une colonne de lavage à amine pour traiter le flux tête sortant de l’absorbeur de LPG pour éliminer H2S, notamment avant envoi au réseau fuel gas.
Selon un mode de réalisation, l’installation selon l’invention comprend au moins un dispositif d’ajustement de la température de l’effluent alimentant la pompe polyphasique en amont de ladite pompe, notamment au moins un dispositif de refroidissement.
Le dispositif de refroidissement peut être intégré à la sous-section (e1) de séparation liquide/gaz et/ou à la sous-section (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux et/ou peut être disposé en entrée de la pompe polyphasique. On peut en effet prévoir un ou plusieurs dispositifs de refroidissement,
L’installation selon l’invention peut aussi comprendre une section (a1) d’hydrotraitement préalable de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrotraitement avant son hydrocraquage dans la première section (a) d’hydrocraquage.
La section (b) de séparation liquide/gaz de l’installation selon l’invention peut comprendre un enchaînement de ballons séparateurs fonctionnant à des températures/pressions différentes, et au moins une colonne de séparation de type strippage.
On peut prévoir que, dans la section de traitement (e) :
- la sous-section (e1) de séparation liquide/gaz comprenne au moins un ballon de séparation liquide/gaz,
- la sous-section (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux comprenne un ballon mélangeur/homogénéisateur,
- la sous-section (e3) d’homogénéisation et mise en compression comprenne la pompe polyphasique.
Le ballon mélangeur/homogénéisateur permet d’alimenter la pompe multiphasique avec un flux/mélange de flux unique. Il est donc disposé en amont de ladite pompe multiphasique et lui-même alimenté, en flux gazeux et en flux liquide. Ce ballon homogénéisateur (ou autre dispositif équivalent) permet, d’une part, d’assurer une mise en contact aussi intime que possible 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 sous-section (e1) de séparation liquide/gaz comprenne au moins un ballon de séparation liquide/gaz,
- la sous-section (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux comprenne un ballon mélangeur/homogénéisateur,
- la sous-section (e3) d’homogénéisation et mise en compression comprenne la pompe polyphasique.
Le ballon mélangeur/homogénéisateur permet d’alimenter la pompe multiphasique avec un flux/mélange de flux unique. Il est donc disposé en amont de ladite pompe multiphasique et lui-même alimenté, en flux gazeux et en flux liquide. Ce ballon homogénéisateur (ou autre dispositif équivalent) permet, d’une part, d’assurer une mise en contact aussi intime que possible 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.
De façon connue, les procédés d’hydroconversion mettant en œuvre l’invention utilisent des catalyseurs d’hydroconversion, qui peuvent comporter plusieurs composants, et qui pourront aussi, de ce fait, être appelés systèmes catalytiques (d’hydrotraitement).
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 100 kW 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 de la colonne de fractionnement dont provient l’effluent de tête alimentant la pompe MPP.
L’invention va être décrite à l’aide d’exemples non limitatifs de mise en œuvre de procédés d’hydroconversion, illustrés par les figures listées ci-dessous.
Liste des figures
[Fig 1]
La représente un premier schéma d’installation d’hydroconversion connu, comprenant une seule section d’hydrocraquage.
[Fig 2]
La représente le schéma d’installation d’hydroconversion de la modifié selon l’invention.
[Fig 3]
La représente un schéma d’installation d’hydroconversion à deux sections d’hydrocraquage modifié selon l’invention.
Les figures 1 à 3 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’hydroconversion.
A noter que les références gardent, d’une figure à l’autre, la même signification : elles désignent le même flux, le même dispositif donc.
Par soucis de clarté/simplification des figures, les sections réactionnelles et les sections de séparation, telles que définies plus loin, sont représentées aux figures, respectivement sous la forme d’un seul réacteur et d’une seule colonne.
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 et d’un catalyseur, les impuretés diverses contenues dans des charges hydrocarbonées
-l’hydrocraquage ou hydroconversion correspond à toute réaction visant à diminuer la longueur de chaine des composés hydrocarbonés de la charge
- 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 et d’un catalyseur, les impuretés diverses contenues dans des charges hydrocarbonées
-l’hydrocraquage ou hydroconversion correspond à toute réaction visant à diminuer la longueur de chaine des composés hydrocarbonés de la charge
- 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 considérées
- 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 considérées, 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,
- La section réactionnelle d’hydrotraitement et/ou d’hydrocraquage comprend le réacteur d’hydrotraitement/hydroconversion 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 et/ou plusieurs réacteurs d’hydrocraquage, en série et/ou en parallèle. Par soucis de concision/simplicité, on pourra parler plutôt de « réacteur » pour faire référence à la section réactionnelle considérée, qu’elle ait un ou plusieurs réacteurs, et les figures la représentent sous la forme d’un unique réacteur opérant à la fois l’hydrotraitement puis l’hydrocraquage de la charge.
- La « 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.
- Une section d’échange thermique, comprenant notamment un « échangeur thermique », tel que décrit et représenté aux figures, là encore par soucis de concision/clarté des figures, qui 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 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.
- 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.
- 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.
- 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.
On ne décrira pas ci-dessous en détails, par soucis de concision, des installations d’hydrotraitement/hydroconversion des figures 1, 2 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/l’hydroconversion dans son ensemble, on pourra se reporter notamment aux brevets précités.
Claims (15)
- Procédé d’hydroconversion d’une charge pétrolière (1) comprenant au moins 10% volume de composés bouillant au-dessus de 340°C, ledit procédé comprenant :
- (a) une première étape d’hydrocraquage de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage afin d’obtenir un premier effluent hydrocraqué (6);
- (b) une étape de séparation liquide/gaz de l’effluent hydrocraqué afin d’obtenir un effluent gazeux séparé (18) et un effluent liquide séparé (16) ;
- (c) une étape de fractionnement dudit effluent liquide séparé, afin d’obtenir au moins un effluent de tête (21), et au moins un effluent de fond (24) comprenant une fraction liquide dite lourde,
- (d) une deuxième étape optionnelle d’hydrocraquage, en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage, d’une charge comprenant au moins une partie (49) de la fraction liquide lourde (24) obtenue à l’étape (c) de fractionnement, afin d’obtenir un deuxième effluent hydrocraqué (55), dont au moins une partie est renvoyée à l’étape (b) de séparation,
- (e) une étape de traitement d’au moins une partie de l’effluent de tête (21) obtenu à l’étape (c) de fractionnement, notamment en vue d’en séparer un ou plusieurs composés, et comprenant une sous-étape (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de ladite partie de l’effluent de tête assurée au moins en partie par une pompe multiphasique (58). - Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que l’étape (e) de traitement comprend une sous-étape (e1) de séparation liquide/gaz de l’effluent de tête (21) obtenu à l’étape (c) en une première portion d’effluent liquide (27) renvoyée en reflux vers l’étape (c) de fractionnement, une deuxième portion d’effluent liquide (28), et un effluent gazeux (29), ladite sous-étape (e1) de séparation étant suivie d’une sous-étape (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide (28) et de l’effluent gazeux (29) pour obtenir un effluent de tête après soutirage du reflux (57) qui est ensuite homogénéisé et mis en compression selon la sous-étape (e3) d’homogénéisation et mise en compression.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’après la sous-étape (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de la partie de l’effluent de tête, l’étape (e) de traitement comprend au moins un traitement dudit effluent homogénéisé et mis sous pression choisi parmi au moins un des traitements suivants : séparation liquide/gaz, distillation, fractionnement, absorption.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’on ajuste la température de l’effluent alimentant la pompe multiphasique (58) en amont de celle-ci, notamment en diminuant ladite température.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la pompe multiphasique (58) assure une augmentation de pression de l’effluent avec lequel elle est alimentée d’au moins 0,3 MPa, de préférence d’au moins 0,5 ou 0,6 ou 0,7 MPa.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’il comprend une étape (a1) d’hydrotraitement préalable de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrotraitement avant son hydrocraquage dans la première étape (a) d’hydrocraquage.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l’étape de fractionnement (c) est réalisée sur l’effluent liquide séparé (16), afin d’obtenir au moins un effluent de tête (21) comportant au moins 60%, de préférence au moins 70% et avantageusement au moins 80% en volume de composés hydrocarbonés de température d’ébullition d’au plus 175°C.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu’on réalise l’étape (b) de séparation liquide/gaz par un enchaînement de ballons séparateurs (7,41,10,15) fonctionnant à des températures et/ou pressions différentes, et par au moins une colonne de séparation par strippage.
- Installation d’hydroconversion d’une charge pétrolière (1) comprenant au moins 10% volume de composés bouillant au-dessus de 340°C, ladite installation comprenant :
- (a) une première section d’hydrocraquage de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage afin d’obtenir un premier effluent hydrocraqué (6);
- (b) une section de séparation liquide/gaz de l’effluent hydrocraqué afin d’obtenir un effluent gazeux séparé (18) et un effluent liquide séparé (16) ;
- (c) une section de fractionnement dudit effluent liquide séparé, afin d’obtenir au moins un effluent de tête (21) , et au moins un effluent de fond (24) comprenant une fraction liquide dite lourde,
- (d) une deuxième section optionnelle d’hydrocraquage, en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrocraquage, d’une charge comprenant au moins une partie (49) de la fraction liquide lourde obtenue à l’étape (c) de fractionnement, afin d’obtenir un deuxième effluent hydrocraqué (55), dont au moins une partie est renvoyée à la section (b) de séparation,
- (e) une section de traitement d’au moins une partie de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) de fractionnement, notamment en vue d’en séparer un ou plusieurs composés, et comprenant une sous-section (e3) munie d’une pompe multiphasique (58) assurant au moins en partie l’homogénéisation et de mise en compression préliminaires de ladite partie de l’effluent de tête. - Installation selon la revendication précédente, caractérisée en ce que la section (e) de traitement comprend une sous-section (e1) de séparation liquide/gaz de l’effluent de tête obtenu à l’étape (c) en une première portion d’effluent liquide (27) renvoyé en reflux vers l’étape (c ) de fractionnement, une deuxième portion d’effluent liquide (28) , et un effluent gazeux (29), et en aval de celle-ci une sous-section (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux pour obtenir un effluent de tête après soutirage du reflux (57) qui est ensuite homogénéisé et mis en compression dans la sous-section (e3) d’homogénéisation et mise en compression.
- Installation selon l’une des revendications 9 ou 10, caractérisée en ce qu’après la sous-section (e3) préliminaire d’homogénéisation et de mise en compression de la partie de l’effluent de tête, la section (e) de traitement comprend au moins un dispositif de traitement dudit effluent homogénéisé et mis sous pression choisi parmi au moins un des dispositifs suivants : ballon de séparation liquide/gaz, colonne de distillation (38), dispositif de fractionnement, dispositif d’absorption (36).
- Installation selon la revendication précédente, caractérisée en ce que le dispositif de refroidissement est intégré à la sous-section (e1) de séparation liquide/gaz et/ou à la sous-section (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux et/ou en ce qu’il est disposé en entrée de la pompe multiphasique (58).
- Installation selon l’une des revendications 9 à 12, caractérisée en ce qu’elle comprend une section (a1) d’hydrotraitement préalable de la charge en présence d’hydrogène et d’un catalyseur d’hydrotraitement avant son hydrocraquage dans la première section (a) d’hydrocraquage.
- Installation selon l’une des revendications 9 à 13, caractérisée en ce que la section (b) de séparation liquide/gaz comprend un enchaînement de ballons séparateurs (7,41,10,12) fonctionnant à des températures/pressions différentes, et au moins une colonne de séparation de type strippage.
- Installation selon l’une des revendications 9 à 14, caractérisée en que, dans la section de traitement (e) :
- la sous-section (e1) de séparation liquide/gaz comprend au moins un ballon de séparation liquide/gaz (26),
- la sous-section (e2) de mélange de la deuxième portion d’effluent liquide et de l’effluent gazeux comprend un ballon mélangeur/homogénéisateur (56),
- la sous-section (e3) d’homogénéisation et mise en compression comprend la pompe multiphasique (58).
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