WO2018073018A1 - Procédé de conversion comprenant un hydrotraitement en lit fixe, une separation d'une fraction residu hydrotraitee, une etape de craquage catalytique pour la production de combustibles marins - Google Patents

Procédé de conversion comprenant un hydrotraitement en lit fixe, une separation d'une fraction residu hydrotraitee, une etape de craquage catalytique pour la production de combustibles marins Download PDF

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WO2018073018A1
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atmospheric
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residue
catalytic cracking
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PCT/EP2017/075411
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Wilfried Weiss
Pascal Chatron-Michaud
Jerome Majcher
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IFP Energies Nouvelles
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    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/002—Apparatus for fixed bed hydrotreatment processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
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    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
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    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
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    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • C10G7/06—Vacuum distillation

Definitions

  • It relates more particularly to a process for the conversion of heavy petroleum feedstocks of the atmospheric residue and / or vacuum residue type for the production of heavy fractions that can be used as fuel bases, in particular as bunker oil bases with a low sediment content.
  • the process according to the invention also makes it possible to produce atmospheric distillates (naphtha, kerosene and diesel), vacuum distillates and light gases (C1 to C4).
  • atmospheric distillates nophtha, kerosene and diesel
  • vacuum distillates and light gases (C1 to C4).
  • catalytic cracking of residues is today a key process in modern refineries to produce olefins and distillates in particular.
  • residue hydrotreating units are often installed to reduce the level of impurities, including sulfur, metals and Conradson carbon. (CCR).
  • CCR Conradson carbon.
  • the effluent from the hydrotreatment step is generally subjected to a separation step to eliminate gases and atmospheric distillates.
  • Catalytic cracking is also a process for treating lighter loads, especially vacuum distillates which can also undergo hydrotreating or mild hydrocracking upstream of the catalytic cracking step.
  • Catalytic cracking is known by the abbreviation FCC (abbreviation of the English terminology “Fluid Catalytic Cracking”) and RFCC (abbreviation of the English terminology “Resid Fluid Catalytic Cracking”).
  • a ship may therefore use a sulfur-containing fuel oil if the ship is equipped with a flue gas treatment system that reduces emissions of sulfur oxides. In the absence of flue gas treatment on the ship, it is therefore necessary to use low sulfur fuels made from low sulfur bases, generally derived at least in part from hydrodesulfurization processes. .
  • UISO821 7 also describes other specifications which vary according to the fuel grade and fuel type function, the standard distinguishing two families: distillates for the marine (the less viscous) and residual fuels for the navy.
  • Fuels used in marine transportation may generally include atmospheric distillates, vacuum distillates, atmospheric residues and vacuum residues from direct distillation or from refining processes, including hydrotreating and conversion processes, such fractions can be used alone or mixed in varying proportions to meet the specifications of ISO821 7.
  • the control of the CCAI requires controlling in the residual fuel oil the proportion of aromatic cuts having poor combustion properties in a diesel engine compared to richer sections in paraffins such as atmospheric residues or residues under vacuum, in particular hydrotreated, which have better combustion properties in a diesel engine.
  • the control of these proportions also has an influence on the flow rate and the quality of the feedstock of the catalytic cracking step and thus on the yield and the quality, in particular of the sulfur content, of the LCO and HCO cuts that can be integrated into the feedstock. oil.
  • the rate of hydrodesulfurization in the hydrotreating step is also a possible adjustment variable.
  • the hydrotreating step can be carried out at a temperature of between 300 ° C. and 500 ° C., and under an absolute pressure of between 5 MPa and 35 MPa, with a space velocity of the hydrocarbon feedstock, commonly called VVH, in a range from 0.1 hr -1 to 5 hr -1 , with a quantity of hydrogen mixed with the feedstock of between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid feed.
  • VVH space velocity of the hydrocarbon feedstock
  • the catalytic cracking step may be carried out in at least one reactor operating in upward or downward flow containing a catalyst of catalytic cracking, operating with a catalyst to charge ratio of between 4 and 15, and with an outlet temperature of the reactor (s) of between 450 and 600 ° C.
  • the fraction resulting from the separation step c) sent directly as fuel oil base to the mixing step f) may consist solely of atmospheric residue and represent between 40 and 95% by weight of the fuel oil obtained.
  • the fluxing base fraction is less than 10% by weight of the fuel oil obtained, preferably less than 5% by weight of the fuel oil obtained.
  • the hydrocarbon feedstock may be chosen from atmospheric residues, vacuum residues from direct distillation, crude oils, crude head oils, deasphalting resins, asphalts or deasphalting pitches, residues resulting from conversion processes, aromatic extracts from lubricant base production lines, oil sands or derivatives thereof, bituminous shales or their derivatives, parent rock oils or their derivatives, taken alone or as a mixture, preferably the hydrocarbon feedstock is chosen from atmospheric residues or residues under vacuum, or mixtures of these residues.
  • the hydrotreatment step b) may comprise a first hydrodemetallation (HDM) step b1) carried out in one or more zones.
  • HDM hydrodemetallation
  • fixed bed hydrodemetallation process in which the effluent of step a), or the feedstock and hydrogen in the absence of step a), are brought into contact on a hydrodemetallization catalyst, and a second hydrodesulphurization (HDS) step b2) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds in which the effluent of the first hydrodemetallation step b1) is brought into contact with a hydrodesulfurization catalyst.
  • HDS hydrodesulphurization
  • the hydrotreatment step b) may comprise a first hydrodemetallation (HDM) step b1) carried out in one or more hydrodemetallation zones in fixed beds in which the effluent from step a), or the feedstock and hydrogen in the absence of step a), are contacted on a hydrodemetallization catalyst, a second transition step b2) made in one or more transition zones in fixed beds in which the effluent of the first hydrodemetallation step b1) is brought into contact with a transition catalyst, and a third hydrodesulphurization (HDS) step b3) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds, in which the effluent of the second transition step b2) is brought into contact with a hydrodesulfurization catalyst.
  • HDM hydrodemetallation
  • the hydrotreatment step b) may comprise a first hydrodemetallation (HDM) step b1) carried out in one or more hydrodemetallation zones in fixed beds in which the effluent from step a), or the feedstock and hydrogen in the absence of
  • the fuel oil obtained may have a sulfur content of less than or equal to 0.1% by weight.
  • the oil obtained may have a density at 15 ° C of less than 991 kg / m 3 and a viscosity at 50 ° C of less than 380 cSt.
  • Figure 1 describes an implementation scheme of the invention without limiting the scope.
  • the effluent (5) resulting from the hydrodemetallation step a) in permutable reactors is sent to a fixed bed hydrotreatment stage b), in which additional hydrogen (4) can be introduced at the inlet of the first catalytic bed and between two beds of step b).
  • step a the hydrocarbon feedstock (3) and the hydrogen (4) are introduced directly into the hydrotreatment step b).
  • the effluent (7) resulting from the fixed-bed hydrotreating step b) is sent to a separation step c), comprising one or more separators (SEP) operating at different temperature and pressure levels making it possible to obtain at least one liquid fraction (25) and a gas fraction (23).
  • a separation step c comprising one or more separators (SEP) operating at different temperature and pressure levels making it possible to obtain at least one liquid fraction (25) and a gas fraction (23).
  • the gas fraction (23) containing hydrogen, ammonia, hydrogen sulfide and light hydrocarbons comprising 1 to 4 carbon atoms can be treated so as to recover a hydrogen-rich gas and thus recycle it upstream. of the hydrodemetallation step a) and / or hydrotreatment step b).
  • the liquid fraction (25) is here subjected to an atmospheric distillation (ADU) to obtain at least atmospheric distillates of the naphtha, kerosene and gas oil type (24) and an atmospheric residue type cut (9).
  • the atmospheric residue type cut (9) can be sent via the line (26) to vacuum distillation (VDU) to obtain at least one vacuum distillate type cut (8) and a residue type cut (10). empty.
  • These fillers are preferably used as they are.
  • co-charge may be a hydrocarbon fraction or a mixture of hydrocarbon fractions, which may preferably be chosen from products resulting from a process of fluid catalytic cracking (FCC or "Fluid Catalytic Cracking" in the English terminology).
  • FCC fluid catalytic cracking
  • a light cut LCO or "light cycle oil” according to the English terminology
  • a heavy cut HCO or "heavy cycle oil” according to the English terminology
  • a decanted oil a residue of FCC
  • a fraction gas oil especially a fraction obtained by atmospheric distillation or under vacuum, such as for example vacuum gas oil, or which may come from another refining process such as coking or visbreaking.
  • DAO Deasphalted Oil according to the English terminology).
  • step a) of hydrodemetallation hydrodemetallation reactions (commonly called HDM), but also hydrodesulphurization reactions (commonly called HDS), hydrodenitrogenation reactions (commonly called HDN) accompanied by Hydrogenation, hydrodeoxygenation, hydrodearomatization, hydroisomerization, hydrodealkylation, hydrocracking, hydrodephalting and Conradson carbon reduction reactions.
  • Step a) is called hydrodemetallation because it removes the majority of the metals from the charge.
  • the hydrodemetallization catalysts used are preferably known catalysts. They may be granular catalysts comprising, on a support, at least one metal or metal compound having a hydro-dehydrogenating function. These catalysts may advantageously be catalysts comprising at least one Group VIII metal, generally selected from the group consisting of nickel and cobalt, and / or at least one Group VIB metal, preferably molybdenum and / or tungsten. For example, it is possible to use a catalyst comprising from 0.5% to 10% by weight of nickel, preferably from 1% to 5% by weight of nickel (expressed as nickel oxide NiO), and from 1% to 30% by weight of nickel.
  • nickel oxide NiO nickel oxide
  • the hydrotreatment stage b) comprises a first hydrodemetallation stage (HDM) b1) carried out in one or more hydrodemetallation zones in fixed beds and a second stage b2) thereafter.
  • hydrodesulfurization (HDS) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds.
  • step b1) the effluent from step a), or the feedstock and hydrogen in the absence of step a), are contacted on a catalyst of hydrodemetallation, under hydrodemetallation conditions known to those skilled in the art, especially as described in step a), and then during said second hydrodesulfurization step b2), the effluent of the first step b1) d
  • the hydrodemetallation is contacted with a hydrodesulphurization catalyst under hydrodesulfurization conditions.
  • This process known as HYVAHL-F TM, is described, for example, in US Pat. No. 5,417,846.
  • kerosene cut or a diesel cut from the separation step c) for example
  • fluxing bases outside the process a kerosene, a gas oil, a direct distillation vacuum distillate or from a conversion process
  • the flow control advantageously makes it possible to limit the supply of expensive fluxing bases.
  • the use of fluxing bases of origin external to the process during step f) of mixing generally represents less than 10% by weight of the fuel oil, preferably less than 5% by weight of the fuel oil. According to a very preferred mode, the use of cuts of origin external to the process is zero.
  • the effluent of the hydrotreating step (7) is subjected to a separation step c) according to different variants.
  • the effluent (7) is sent to a plurality of separators (SEP) operating at different pressure and temperature levels and separating the gas fraction (23) containing hydrogen and light hydrocarbons and the liquid fraction (25).
  • This liquid fraction (25) is subjected to an atmospheric distillation (ADU) to recover DA atmospheric distillates (24) and an atmospheric residue type RA (9) cut.
  • the cut atmospheric residue can go to the catalytic cracking d) via the line (1 1) and / or to the mixing step f) via line (12) and / or to vacuum distillation (VDU) via line (26).
  • the mixing step makes it possible to obtain a fuel oil FO (21) having a target viscosity of 380 cSt at 50 ° C. by mixing at least one atmospheric residue cut-off RA (12) and / or an RSV vacuum residue cut ( 14) with an LCO cut (19) and / or an HCO cut (20) and / or an EXT external flowable base to the process (22) which in these examples is a marine gas distillate MGO ("Marine Gas Oil”) having a viscosity from 2.6 cSt at 40 ° C, a density of 850 Kg / m3 and a sulfur content of 0.096% by weight.
  • feedstock flow 100
  • step e) of separation there are configuration variants of step e) of separation in all the cases presented. From the flows of Table 4, it is possible to determine the composition of the fuel oils (21), that is to say the content of each constituent (1 2), (14), (1 9), (20) and (22) introduced to the mixing step f), expressed as a percentage by weight of the constituent with respect to the fuel oil (21). Table 5: Composition of fuel oils (% by mass) constituting 12 14 19 20 22 21
  • RSV content (14) which is between 40 and 90%, preferably between 50 and 85% by weight in the fuel oil (21).
  • Cases D, D 'and D “(comparative) correspond to the prior art, that is to say the configuration of the hydrotreatment sequences of residues followed by catalytic cracking of all the hydrotreated RA (1 1).
  • the fuel oil D obtained has a sulfur content of greater than 0.5%, and the oils obtained contain very high levels of LCO (19) and HCO (20), which results in very low viscosities, high densities and therefore, high CCAI values, it took about 18% MGO marine distillate (22) in D 'oil to lower CCAI below 870, and about 48% MGO marine distillate (22) in D oil. to lower the CCAI below 850.
  • These mixtures do not constitute a good flow optimization, they lead to introduce large amounts of marine distillate MGO (22) which greatly increases the cost of production of fuel oil (21).

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Abstract

L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée permettant d'obtenir une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape optionnelle d'hydrodémétallation, b) une étape d'hydrotraitement, c) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement, d) une étape de craquage catalytique sur une partie de l'effluent hydrotraité, e) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) de craquage catalytique, f) une étape de mélange de manière à obtenir un fioul utilisable comme combustible marin.

Description

PROCÉDÉ DE CONVERSION COMPRENANT UN HYDROTRAITEMENT EN LIT FIXE, UNE SEPARATION D'UNE FRACTION RESIDU HYDROTRAITEE, UNE ETAPE DE CRAQUAGE CATALYTIQUE POUR LA PRODUCTION DE
COMBUSTIBLES MARINS Contexte de l'invention
La présente invention concerne le raffinage et la conversion des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées.
Elle concerne plus particulièrement un procédé de conversion de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de fractions lourdes utilisables comme bases de fiouls, notamment comme bases de fiouls de soute, à basse teneur en sédiments.
Le procédé selon l'invention permet également de produire des distillats atmosphériques (naphta, kérosène et diesel), des distillats sous vide et des gaz légers (C1 à C4). Parmi les procédés de conversion de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide, le craquage catalytique de résidus est aujourd'hui un procédé clé dans les raffineries modernes pour produire notamment des oléfines et des distillats. Du fait de la teneur en impuretés de certaines charges de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide, des unités d'hydrotraitement de résidus sont souvent installées de manière à réduire la teneur en impuretés, notamment le soufre, les métaux et le carbone Conradson (CCR). L'effluent de l'étape d'hydrotraitement est généralement soumis à une étape de séparation permettant d'éliminer les gaz et les distillats atmosphériques. Le résidu atmosphérique obtenu à l'étape de séparation est envoyé au craquage catalytique. Le craquage catalytique est également un procédé permettant de traiter des charges plus légères, notamment les distillats sous vide qui peuvent également subir un hydrotraitement ou un hydrocraquage doux en amont de l'étape de craquage catalytique. Le craquage catalytique est connu sous le sigle FCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Fluid Catalytic Cracking") et RFCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Resid Fluid Catalytic Cracking"). Le FCC et le RFCC sont des procédés de conversion de distillats sous vide et/ou de résidus de distillation qui permettent notamment d'obtenir les produits notamment - des gaz secs et acides (essentiellement : H2, H2S, C1 , C2), des gaz de pétrole liquéfiés contenant les molécules en C3-C4, des essences contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 30 et 220°C (point de coupe standard), parfois séparées en essence légère connue sous le nom de LCN ("Light Cracked Naphtha") et en essence lourde connue sous le nom de HCN ("Heavy Cracked Naphtha"). un distillât léger connu sous le nom de LCO ("Light Cycle Oil") contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 220°C à 360°C
un distillât lourd connu sous le nom de HCO ("Heavy Cycle Oil") contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 360°C à 440°C
- éventuellement, un résidu ou "slurry" qui est généralement purifié des particules de catalyseur qu'il contient pour obtenir une huile clarifiée ("clarified oil" ou CO) ou une huile décantée ("decanted oil" ou DO). Ce résidu contient au moins 80% de composés ayant un point d'ébullition supérieur à 440°C.
Il arrive également que le terme HCO ou slurry désigne un mélange des coupes «HCO» et «slurry» qui peuvent ne pas être séparées dans le procédé, ce mélange contient alors au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition supérieure à 360°C. Dans la suite du texte, le terme Heavy Cycle Oil ou HCO est utilisé pour définir toute coupe issue d'une étape de craquage catalytique (FCC ou RFCC) et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition supérieure à 360°C. Il est entendu que cette coupe peut subir une étape de séparation des particules de catalyseur. Les exigences de qualité des combustibles marins sont décrites dans la norme ISO 8217. La spécification concernant le soufre s'attache désormais aux émissions de SOx (Annexe VI de la convention MARPOL de l'Organisation Maritime Internationale). Elle se traduit par une recommandation en teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% poids en dehors des Zones de Contrôle des Emissions de Soufre (ZCES ou Emissions Control Areas / ECA en anglais) à l'horizon 2020-2025, et inférieure ou égale à 0,1 % poids dans les ZCES. Selon l'Annexe VI de la convention MARPOL, un navire pourra donc utiliser un fioul soufré dès lors que le navire est équipé d'un système de traitement des fumées permettant de réduire des émissions d'oxydes de soufre. En l'absence de traitement de fumées sur le navire, il est donc nécessaire d'utiliser des combustibles à basse teneur en soufre constitués à partir de bases à basse teneur en soufre, généralement issues au moins en partie de procédé faisant de l'hydrodésulfuration.
UISO821 7 décrit également d'autres spécifications qui varient en fonction du grade de combustible et fonction du type de combustibles, la norme distinguant deux familles : les distillats pour la marine (les moins visqueux) et les combustibles résiduels pour la marine.
Les combustibles utilisés dans le transport maritime peuvent comprendre généralement des distillats atmosphériques, des distillats sous vide, des résidus atmosphériques et des résidus sous vide issus de distillation directe ou issus de procédé de raffinage, notamment des procédés d'hydrotraitement et de conversion, ces coupes pouvant être utilisées seules où en mélange en proportions variables de manières à respecter les spécifications de la norme ISO821 7.
Pour les combustibles de type résiduels, la caractéristique reflétant la qualité de la combustion est mesurée par le CCAI (abréviation de la terminologie anglo-saxonne "Calculated Carbon Aromaticity Index"). La corrélation entre le caractère aromatique d'un combustible et le retard à l'allumage est connue de l'homme du métier. La formule permettant de calculer l'indice d'aromaticité, appelé dans la suite de la description CCAI est décrite dans la dernière révision de la norme ISO821 7. Cette formule fait notamment intervenir la densité et la viscosité du combustible. Pour les grades de combustibles de type « RMG » (tel le grade RMG 380) pour la marine, I1S08217 préconise un CCAI maximal de 870.
Description de l'invention
Dans le contexte précédemment décrit, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé intégrant une étape de séparation de l'effluent issu d'une étape d'hydrotraitement de résidus de manière à ne pas craquer en totalité la ou les fraction(s) résiduelle(s) de type résidu sous vide ou résidu atmosphérique hydrotraitée(s) pour les utiliser comme base de fioul, notamment une base de fioul de soute à basse teneur en soufre. De manière surprenante, il a été mis en évidence que la soumission d'une partie seulement de la fraction lourde séparée après hydrotraitement à l'étape d) de craquage catalytique et l'envoi du complément à l'étape f) de mélange permettait d'ajuster les caractéristiques du fioul produit, notamment sa teneur en soufre et son CCAI. Plus particulièrement, l'invention montre que le contrôle des flux de fractions résiduelles de type résidu sous vide ou résidu atmosphérique hydrotraités qui n'est pas ou ne sont pas soumis au craquage catalytique, ainsi que l'étape de mélange avec une partie des coupes issues du craquage catalytique, permet d'optimiser les spécifications du fioul de soute, notamment la teneur en soufre, la viscosité, la densité et le CCAI. II y a un avantage économique à ne pas rechercher une qualité supérieure pour obtenir un grade de fioul particulier, notamment les grades de combustibles marins de type résiduels qui sont moins onéreux que les grades de type distillats. Il est donc nécessaire de s'approcher au plus près des valeurs limites de spécifications dès lors que le coût de production du mélange diminue en maximisant la proportion des bases les moins coûteuses, notamment les fractions résiduelles de type résidu atmosphérique ou résidu sous vide, mais aussi les bases craquées de type LCO ou HCO issus de FCC ou RFCC. A l'inverse, il peut également y avoir un intérêt à optimiser les spécifications pour obtenir un produit de qualité supérieure ou particulière qui pourra être davantage valorisé qu'un produit standard. La maîtrise du CCAI nécessite de contrôler dans le fioul résiduel la proportion de coupes aromatiques ayant de mauvaises propriétés de combustion dans un moteur diesel par rapport aux coupes plus riches en paraffines tels les résidus atmosphériques ou les résidus sous vide, notamment hydrotraités, qui ont de meilleures propriétés de combustion dans un moteur diesel. Le contrôle de ces proportions a également une influence sur le débit et la qualité de la charge de l'étape de craquage catalytique et donc du rendement et de la qualité, notamment de la teneur en soufre, des coupes LCO et HCO pouvant être intégrés dans le fioul. Le taux d'hydrodésulfuration dans l'étape d'hydrotraitement est également une variable d'ajustement possible.
La réduction de la teneur en soufre des combustibles marins nécessite en principe de nouvelles installations dans de nouvelles raffineries ou dans des raffineries existantes. La présente invention peut être une unité neuve, mais elle présente l'avantage de pouvoir réutiliser au moins en partie des unités existantes, notamment d'hydrotraitement et/ou de craquage catalytique. Ainsi, un enchaînement existant d'une unité d'hydrotraitement de résidus et d'une unité de craquage catalytique de résidus pourra être remodelé en modifiant l'étape de séparation de l'effluent de l'unité d'hydrotraitement de résidus. De même, une unité d'hydrotraitement de résidus suivi d'une unité de séparation pourront être installées en amont d'une unité existante de craquage catalytique, notamment une unité de craquage catalytique initialement prévue pour traiter des distillats sous vide, ceci sans remodelage ou avec un remodelage léger. Un des objectifs de la présente invention est de proposer un procédé couplant conversion et désulfuration de charges lourdes pétrolières pour la production de fiouls à indice d'aromaticité CCAI optimisé et à basse teneur en soufre.
Un autre objectif de la présente invention est de produire conjointement, au moyen du même procédé, des distillats atmosphériques (naphta, kérosène, diesel), des distillats sous vide et/ou des gaz légers (en C1 à C4). Les bases de type naphta et diesel peuvent être valorisées en raffinerie pour la production de carburants pour l'automobile et l'aviation, tels que par exemple des supercarburants, des carburants Jet et des gazoles.
Résumé de l'invention L'invention concerne un procédé de conversion d'une charge hydrocarbonée lourde contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une teneur en métaux d'au moins 10 ppm, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, le procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape optionnelle d'hydrodémétallation en réacteurs permutables dans laquelle la charge hydrocarbonée est mise en contact avec de l'hydrogène sur un catalyseur d'hydrodémétallation, b) une étape d'hydrotraitement en lit fixe de l'effluent issu de l'étape a) d'hydrodémétallation lorsque celle-ci est mise en œuvre ou de la charge hydrocarbonée en contact avec de l'hydrogène et un catalyseur d'hydrotraitement, c) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement comprenant une séparation gaz— liquide suivie d'une distillation atmosphérique permettant l'obtention d'au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ladite distillation atmosphérique étant éventuellement suivi d'une distillation sous vide permettant l'obtention d'une coupe de type distillât sous vide et d'une coupe de type résidu sous vide, d) une étape de craquage catalytique d'une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l'étape c) et/ou une partie de la coupe résidu sous vide issue de l'étape c), éventuellement en mélange avec au moins une partie de la coupe de type distillât sous vide issue de l'étape c) de séparation, e) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) de craquage catalytique permettant d'obtenir au moins une coupe gazole léger d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C dite LCO et au moins une coupe lourde de point d'ébullition supérieur à 360°C dite HCO, f) une étape de mélange d'une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l'étape c) et/ou d'une partie de la coupe résidu sous vide issue de l'étape c) de séparation avec au moins une partie des coupes gazole d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C dite LCO et lourde de point d'ébullition supérieur à 360°C dite HCO issues de l'étape e) de séparation de manière à obtenir un fioul utilisable comme combustible marin ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% poids et un indice d'aromaticité CCAI calculé selon la norme ISO8217 inférieur à 870.
L'étape de séparation c) peut comprendre une distillation sous vide après la distillation atmosphérique et au moins une partie du résidu atmosphérique est envoyé dans la distillation sous vide pour produire un distillât sous vide et un résidu sous vide.
Selon un mode de réalisation, la coupe distillât sous vide obtenue en sortie de l'étape de séparation c) n'est pas envoyée en totalité vers l'étape d) de craquage catalytique et le procédé permet la production conjointe de fioul et de distillats atmosphériques, distillats sous vide, et gaz légers (C1 à C4).
L'étape d'hydrodémétallation a) peut être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, avec une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée VVH comprise dans une gamme allant de 0,1 h"1 à 5 h"1 et une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.
L'étape d'hydrotraitement peut être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, avec une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, comprise dans une gamme allant de 0,1 h"1 à 5 h"1 , avec une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.
L'étape de craquage catalytique peut être mise en œuvre dans au moins un réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15, et avec une température de sortie du ou des réacteur(s) comprise entre 450 et 600°C.
La fraction issue de l'étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l'étape de mélange f) peut être constituée uniquement de résidu atmosphérique et représenter entre 40 et 95% en masse du fioul obtenu.
La fraction issue de l'étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l'étape de mélange f) peut être constituée uniquement de résidu sous vide et représenter entre 40 et 90% en masse du fioul obtenu. La fraction issue de l'étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l'étape de mélange f) peut être constituée de résidu atmosphérique et de résidu sous vide et représenter entre 40 et 95 % en masse du fioul obtenu.
On peut ajouter à l'étape f) de mélange au moins une autre base de fioul choisie parmi une coupe kérosène ou une coupe gazole issue de l'étape c) de séparation ou une base fluxante extérieure au procédé choisie parmi un kérosène, un gazole, un distillât sous vide de distillation directe ou issue d'un procédé de conversion.
Dans ce cas, la fraction de base fluxante est inférieure à 10% en masse du fioul obtenu, de préférence inférieure à 5% en masse du fioul obtenu.
La charge hydrocarbonée peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche-mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange, de préférence la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques ou les résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.
L'étape b) d'hydrotraitement peut comprendre une première étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes dans laquelle l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, et une deuxième étape b2) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes dans laquelle l'effluent de la première étape b1 ) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration.
L'étape b) d'hydrotraitement peut comprendre une première étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes dans laquelle l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, une deuxième étape b2) subséquente de transition réalisée dans une ou plusieurs zones de transition en lits fixes dans laquelle l'effluent de la première étape b1 ) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur de transition, et une troisième étape b3) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes, dans lequel l'effluent de la deuxième étape b2) de transition est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration.
Le fioul obtenu peut présenter une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,1 % poids.
Le fioul obtenu peut présenter une masse volumique à 15°C inférieure à 991 kg/m3 et une viscosité à 50°C inférieure à 380 cSt.
Liste des figures
Figure 1 : La figure 1 décrit à titre non limitatif un schéma de mise en œuvre du procédé selon l'invention
Description de la figure 1
La figure 1 décrit un schéma de mise en œuvre de l'invention sans en limiter la portée.
La charge hydrocarbonée (1 ) et de l'hydrogène (2) sont mis en contact dans une étape optionnelle a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables, dans laquelle l'hydrogène (2) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l'étape a).
L'effluent (5) issu de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables est envoyé dans une étape d'hydrotraitement en lit fixe b), dans laquelle de l'hydrogène supplémentaire (4) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l'étape b).
En cas d'absence de l'étape a), la charge hydrocarbonée (3) et l'hydrogène (4) sont introduits directement dans l'étape b) d'hydrotraitement.
Une charge supplémentaire, appelée co-charge (6) peut éventuellement être introduite directement en entrée de l'étape a) d'hydrodémétallation et/ou en entrée de l'étape b) d'hydrotraitement via la ligne (3).
L'effluent (7) issu de l'étape b) d'hydrotraitement en lit fixe est envoyé vers une étape c) de séparation, comprenant un ou plusieurs séparateurs (SEP) fonctionnant à différents niveaux de température et de pression permettant d'obtenir au moins une fraction liquide (25) et une fraction gaz (23).
La fraction gaz (23) contenant de l'hydrogène, de l'ammoniac, de l'hydrogène sulfuré des hydrocarbures légers comprenant 1 à 4 atomes de carbone peut être traitée de manière à récupérer un gaz riche en hydrogène et ainsi le recycler en amont de l'étape d'hydrodémétallation a) et/ou d'hydrotraitement b). La fraction liquide (25) est ici soumise à une distillation atmosphérique (ADU) pour obtenir au moins des distillats atmosphériques de type naphta, kérosène et gasoil (24) et une coupe de type résidu atmosphérique (9). La coupe de type résidu atmosphérique (9) peut être envoyée via la ligne (26) à une distillation sous vide (VDU) pour obtenir au moins une coupe (8) de type distillât sous vide et une coupe (10) de type résidu sous vide.
La fraction (8) de type distillât sous vide est envoyée de manière séparée ou en mélange avec une partie de la coupe (9) de type résidu atmosphérique via la ligne (1 1 ), ou en mélange avec une partie de la coupe (10) de type résidu sous vide via la ligne (13) vers une étape d) de craquage catalytique. Une charge complémentaire dite co-charge (15) peut de manière optionnelle être envoyée vers l'étape d). Une partie de la coupe (9) de type résidu atmosphérique via la ligne (12) et/ou une partie de la coupe (10) de type résidu sous vide via la ligne (14) n'est ou ne sont pas soumise(s) à l'étape d) de craquage catalytique et sont envoyées directement à l'étape de mélange f). L'effluent (16) issu de l'étape d) de craquage catalytique est envoyé dans une étape de séparation e) permettant d'obtenir au moins un distillât léger de type LCO (19) et au moins un distillât lourd de type HCO (20). Une coupe issue de l'étape e) de séparation, de préférence une partie du distillât léger et/ou du distillât lourd, peut être recyclée en entrée de l'étape a) d'hydrodémétallation via la ligne (18) et/ou en entrée de l'étape b) d'hydrotraitement via la ligne (17).
Au moins une partie du distillât léger de type LCO (19) et/ou au moins une partie du distillât lourd de type HCO (20) issus de l'étape e) de séparation, éventuellement complétée par une plusieurs bases fluxantes extérieures au procédé (22) sont mélangées lors d'une étape f) de mélange avec du résidu sous vide (14) et/ou du résidu atmosphérique (12) issu de l'étape c) de séparation, en vue d'obtenir au moins un combustible marin (21 ).
Description détaillée de l'invention
Charges
La charge traitée dans le procédé selon l'invention est avantageusement une charge hydrocarbonée présentant une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C.
La charge hydrocarbonée selon l'invention peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Dans la présente invention, les charges que l'on traite sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés soufrées. La teneur en soufre peut être d'au moins 0,1 % en poids, de préférence d'au moins 0,5% en poids, préférentiellement d'au moins 1 % en poids, plus préférentiellement d'au moins 2% en poids.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés métalliques, à des teneurs supérieures à 10 ppm, notamment du nickel et du vanadium. La somme des teneurs en nickel et vanadium est généralement d'au moins 10 ppm, de préférence d'au moins 50 ppm.
Ces charges sont de préférence utilisées telles quelles.
Alternativement, elles peuvent être diluées par une charge complémentaire dite co- charge. Cette co-charge peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic Cracking » selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe légère (LCO ou « light cycle oil » selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe lourde (HCO ou « heavy cycle oil » selon la terminologie anglo-saxonne), une huile décantée, un résidu de FCC, une fraction gazole, notamment une fraction obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide, ou encore pouvant venir d'un autre procédé de raffinage tel la cokéfaction ou la viscoréduction. Il peut également s'agir une huile déasphaltée (DAO ou Deasphalted Oil selon la terminologie anglo-saxonne).
La co-charge peut aussi avantageusement être une ou plusieurs coupes issues du procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées, ou encore des charges non pétrolières comme de l'huile de pyrolyse.
Dans le cas où une ou plusieurs charges complémentaires dites co-charges sont introduites dans le procédé, à quelque point du procédé que ce soit, la charge hydrocarbonée lourde selon l'invention représente néanmoins la majorité de la charge entrant dans le procédé selon l'invention, de manière préférée au moins 50%, de manière très préférée 70%, plus préférentiellement au moins 80%, et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l'invention.
Dans certains cas on peut introduire la co-charge en aval du premier lit ou des suivants, par exemple à l'entrée de la section d'hydrodémétallation en lit fixe, ou encore en entrée de la section d'hydrotraitement en lit fixe, ou encore en entrée de la section de craquage catalytique. Le procédé selon l'invention permet l'obtention de produits de conversion, notamment des distillats formés lors de l'étape b) d'hydrotraitement et/ou d) de craquage catalytique, qui peuvent après séparation être envoyés vers un autre procédé de raffinage ou être incorporés dans des pools carburants. Le procédé permet également l'obtention d'une coupe de type résidu atmosphérique et/ou une coupe de type résidu sous vide issus de l'étape c) de séparation, utilisable(s) comme base(s) de fioul à basse teneur en soufre lors de l'étape f) de mélange.
Etape a) optionnelle d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables
Au cours de l'étape a) optionnelle d'hydrodémétallation, la charge et de l'hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation chargé dans au moins deux réacteurs permutables, dans des conditions d'hydrodémétallation. Cette étape a) optionnelle est préférentiellement mise en œuvre lorsque la charge contient plus de 50 ppm, voire plus de 100 ppm de métaux et/ou lorsque que la charge comprend des impuretés susceptibles d'induire un colmatage trop rapide du lit catalytique, telles des dérivés de fer ou de calcium par exemple. Le but est de réduire la teneur en impuretés et ainsi de protéger de la désactivation et du colmatage l'étape d'hydrotraitement en aval d'où la notion de réacteurs de garde. Ces réacteurs de gardes d'hydrodémétallation sont mis en œuvre comme des réacteurs permutables (technologie « PRS », pour « Permutable Reactor System » selon la terminologie anglo-saxonne) tel que décrit dans le brevet FR2681871 . Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d'hydrotraitement en lit fixe et équipés de lignes et de vannes de manières à être permuté entre eux, c'est-à-dire pour un système à deux réacteurs permutables Ra et Rb, Ra peut être devant Rb et vice versa. Chaque réacteur Ra, Rb peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l'unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration puis redémarrage) est généralement permis par une section de conditionnement (ensemble d'équipements en dehors de la boucle principale haute pression). La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n'est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.
Selon une variante, il peut y avoir plus de 2 réacteurs permutables dans la section d'hydrodémétallation en réacteurs permutables.
Au cours de l'étape a) d'hydrodémétallation, il se produit des réactions d'hydrodémétallation (couramment appelé HDM), mais aussi des réactions d'hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d'hydrodéazotation (couramment appelé HDN) accompagnées de réactions d'hydrogénation, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, d'hydrocraquage, d'hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson. L'étape a) est dite d'hydrodémétallation du fait qu'elle élimine la majorité des métaux de la charge.
L'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables selon l'invention peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préférence entre 350°C et 430°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 1 1 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d'hydrodémétallation et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h"1 à 5 h"1, préférentiellement de 0,15 h"1 à 3 h"1 , et plus préférentiellement de 0,2 h"1 à 2 h"1.
La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1000 Nm3/m3. L'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables peut être effectuée industriellement dans au moins deux réacteurs en lit fixe et préférentiellement à courant descendant de liquide.
Les catalyseurs d'hydrodémétallation utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s'agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, de préférence de 1 % à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1 % à 30% en poids de molybdène, de préférence de 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène MoO3) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Avantageusement, ce support peut renfermer d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l'anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L'alumine utilisée peut être une alumine γ (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 5% à 40% en poids, préférentiellement de 5% à 30% en poids, et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1 , et le plus souvent entre 10 et 2.
Des catalyseurs utilisables dans l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs permutables sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 01 13297, EP 01 13284, US 5221 656, US 5827421 , US 71 19045, US 562261 6 et US 5089463.
Etape b) d'hydrotraitement en lit fixe
L'effluent issu de l'étape a) optionnelle d'hydrodémétallation est introduit, éventuellement avec de l'hydrogène, dans une étape b) d'hydrotraitement en lit fixe pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d'hydrotraitement. En l'absence de l'étape a) optionnelle d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables, la charge et l'hydrogène sont introduits directement dans l'étape b) d'hydrotraitement en lit fixe pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d'hydrotraitement Ce ou ces catalyseur(s) d'hydrotraitement sont mis en œuvre dans au moins un réacteur en lit fixe et préférentiellement à courant descendant de liquide.
On entend par hydrotraitement, couramment appelé HDT, les traitements catalytiques avec apport d'hydrogène permettant de raffiner, c'est-à-dire de réduire sensiblement la teneur en métaux, soufre et autres impuretés, les charges hydrocarbonées, tout en améliorant le rapport hydrogène sur carbone de la charge et en transformant la charge plus ou moins partiellement en coupes plus légères. L'hydrotraitement comprend notamment des réactions d'hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d'hydrodésazotation (couramment appelé HDN) et des réactions d'hydrodémétallation (couramment appelé HDM), accompagnées de réactions d'hydrogénation, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, d'hydrocraquage, d'hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson.
Selon une variante préférée, l'étape b) d'hydrotraitement comprend une première étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape b2) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape b1 ) d'hydrodémétallation, l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, dans des conditions d'hydrodémétallation connues de l'homme du métier, notamment telles que décrites à l'étape a), puis au cours de ladite deuxième étape b2) d'hydrodésulfuration, l'effluent de la première étape b1 ) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration, dans des conditions d'hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-F™, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846.
L'homme du métier comprend aisément que, dans l'étape b1 ) d'hydrodémétallation, on effectue des réactions d'hydrodémétallation, mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d'hydrotraitement, et notamment d'hydrodésulfuration et d'hydrocraquage. De même, dans l'étape b2) d'hydrodésulfuration, on effectue des réactions d'hydrodésulfuration, mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d'hydrotraitement et notamment d'hydrodémétallation et d'hydrocraquage.
L'homme du métier définit parfois une zone de transition dans laquelle se produisent tous les types de réaction d'hydrotraitement. Selon une autre variante, l'étape b) d'hydrotraitement comprend une première étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes, une deuxième étape b2) subséquente de transition réalisée dans une ou plusieurs zones de transition en lits fixes, et une troisième étape b3) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape b1 ) d'hydrodémétallation, l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, dans des conditions d'hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape b2) de transition, l'effluent de la première étape b1 ) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur de transition, dans des conditions de transition, puis au cours de ladite troisième étape b3) d'hydrodésulfuration, l'effluent de la deuxième étape b2) de transition est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration, dans des conditions d'hydrodésulfuration.
L'étape b1 ) d'hydrodémétallation selon les variantes ci-dessus est particulièrement nécessaire en cas d'absence de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables de manière à traiter les impuretés et protéger les catalyseurs en aval. La nécessité d'une étape b1 ) d'hydrodémétallation selon les variantes ci- dessus en plus de l'étape a) d'hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables se justifie également lorsque l'hydrodémétallation effectuée lors de l'étape a) n'est pas suffisante pour protéger les catalyseurs de l'étape b), notamment les catalyseurs d'hydrodésulfuration.
L'étape b) d'hydrotraitement selon l'invention est mise en œuvre dans des conditions d'hydrotraitement. Elle peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préférence entre 350°C et 430°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 1 1 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée par l'homme du métier en fonction du niveau souhaité d'hydrotraitement et de la nature (hydrodémétallation, hydrodésulfuration...) et durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h"1 à 5 h"1, préférentiellement de 0,1 h"1 à 2 h"1 , et plus préférentiellement de 0,1 h"1 à 1 h"1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. L'étape b) d'hydrotraitement peut être effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs à courant descendant de liquide.
Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s'agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, de préférence de 1 % à 5% en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO), et de 1 % à 30% en poids de molybdène, de préférence de 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène MoO3) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Avantageusement, ce support peut renfermer d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l'anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L'alumine utilisée peut être une alumine γ (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 3% à 40% en poids et en général de 5% à 30% en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général compris entre 20 et 1 , et le plus souvent entre 10 et 2.
Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) d'hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques et des conditions opératoires d'hydrotraitement adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b1 ) d'hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 01 13297, EP 01 13284, US 5221 656, US 5827421 , US 71 19045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b2) d'hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 01 13297, EP 01 13284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur mixte aussi appelé catalyseur de transition, actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration, à la fois pour la section d'hydrodémétallation b1 ) et pour la section d'hydrodésulfuration b2) tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143. Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) de transition, puis une étape b3) d'hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape et/ou des conditions opératoires d'hydrotraitement spécifiques adaptées à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b1 ) d'hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 01 13297, EP 01 13284, US 5221 656, US 5827421 , US 71 19045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b2) de transition, actifs en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration sont par exemple décrits dans le document de brevet FR 2940143. Des catalyseurs utilisables dans l'étape b3) d'hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 01 13297, EP 01 13284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur de transition tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143 pour les sections b1 ), b2) et b3).
Étape c) de séparation de l'effluent d'hydrotraitement Le procédé selon l'invention comprend une étape c) de séparation permettent l'obtention d'au moins une fraction gazeuse et au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ainsi qu'éventuellementau moins une coupe de type distillât sous vide et au moins une coupe de type résidu sous vide.
L'effluent obtenu à l'issue de l'étape b) d'hydrotraitement comprend une fraction liquide d'hydrocarbures et une fraction gazeuse. Cet effluent est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde. Cet effluent peut être séparé à l'aide des dispositifs de séparation bien connus de l'homme du métier, notamment à l'aide d'un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l'hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT).
La fraction gazeuse contient des gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1 -C4. Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse est de préférence traitée dans un moyen de purification d'hydrogène de façon à récupérer l'hydrogène non consommé lors des réactions d'hydrotraitement et d'hydrocraquage. Le moyen de purification d'hydrogène peut être un lavage aux aminés, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série. L'hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l'invention, après une éventuelle recompression. L'hydrogène peut être introduit en entrée de l'étape a) d'hydrodémétallation et/ou à différents endroits au cours de l'étape b) d'hydrotraitement.
L'étape c) de séparation comprend également une distillation atmosphérique éventuellement suivie d'une distillation sous vide.
Dans un premier mode de réalisation, l'étape de séparation c) comprend en plus de la simple séparation gaz-liquide au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique. La ou les fraction(s) distillat(s) atmosphérique(s) peut(peuvent) contenir des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisâmes commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d'aviation. Les fractions de type kérosène et/ou diesel peuvent aussi être utilisées comme bases dans un pool de type distillât pour la marine ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type résiduel (selon l'IS08217) comme par exemple lors de l'étape f) de mélange.
Dans un deuxième mode de réalisation, l'étape de séparation c) du procédé selon l'invention comprend également au moins une distillation sous vide dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation et/ou la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est (sont), en partie ou en totalité, fractionnée(s) par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide.
De manière très préférée, l'étape d) de séparation comprend tout d'abord une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide dans laquelle une partie ou la totalité de la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est fractionnée par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. La fraction distillât sous vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide. La fraction distillât sous vide peut en partie être valorisée comme combustible marin de type distillât (selon l'IS08217) à très basse teneur en soufre ou bien être incorporée dans un pool fioul de soute de type résiduel (selon l'IS08217), par exemple lors de l'étape f) de mélange. La fraction distillât sous vide est envoyée en partie et de préférence en totalité dans l'étape d) de craquage catalytique.
Une partie de la fraction lourde constituéede la fraction résidu atmosphérique et/ou de la fraction résidu sous vide est envoyée dans l'étape d) de craquage catalytique. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique et/ou la fraction résidu sous vide peut (peuvent) être utilisée(s) comme fioul ou comme base de fioul, éventuellement comme base de fioul de soute à basse teneur en soufre lors de l'étape de mélange f).
Selon un mode très préféré, l'étape c) de séparation est mise en œuvre dans des conditions particulières permettant une optimisation du CCAI par un routage des fractions résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide vers l'étape d) de craquage catalytique et/ou l'étape e) de mélange.
Ainsi, en l'absence de distillation sous vide, ce routage doit permettre que la fraction résidu atmosphérique hydrotraitée sortant de la distillation atmosphérique et allant directement à l'étape f) de mélange représente entre 40 et 95% en masse, de préférence entre 45 et 90% en masse du fioul constitué dans l'étape f) de mélange. Le complément de résidu atmosphérique n'allant pas à l'étape f) de mélange est envoyé à l'étape d) de craquage catalytique.
De manière analogue, dans un schéma comportant une distillation sous vide et où il n'y a pas de routage de fraction résidu atmosphérique hydrotraitée vers l'étape f) de mélange à la sortie de la distillation atmosphérique, ce routage doit permettre que la fraction résidu sous vide hydrotraitée allant directement à l'étape f) de mélange représente entre 40 et 90%, de préférence entre 50 et 85% en masse du fioul constitué dans l'étape f) de mélange. Le complément de résidu sous vide n'allant pas à l'étape f) de mélange est envoyé à l'étape d) de craquage catalytique en mélange avec au moins une partie et de préférence la totalité du distillât sous vide issu de la distillation sous vide.
Dans un schéma comprenant une distillation sous vide et permettant le routage simultané d'une fraction résidu atmosphérique et d'une fraction résidu sous vide vers l'étape f) de mélange, la somme des fractions résidu atmosphérique et résidu sous vide doit représenter entre 40 et 95%, de préférence entre 45 et 85% en masse du fioul constitué à l'étape f) de mélange.
Etape d) de craquage catalytique
Conformément à l'invention, à l'issue de l'étape c) de séparation, une partie de la coupe type résidu atmosphérique et/ou une partie de la coupe résidu sous vide en mélange avec au moins une partie de la coupe de type distillât sous vide éventuellement obtenue à l'étape c) est (sont) envoyée(s) dans l'étape d) de craquage catalytique dans au moins un réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15, préférentiellement entre 6 et 12 et avec une température de sortie du ou des réacteur(s) comprise entre 450 et 600°C, préférentiellement entre 480 et 580°C.
De manière optionnelle, une co-charge peut être injectée en amont de la section d) de craquage catalytique. Dans une unité de craquage catalytique, le bilan thermique est assuré par la combustion du coke déposé sur le catalyseur pendant l'étape de réaction. Cette combustion a lieu dans la zone de régénération par injection d'air via un compresseur dénommé compresseur principal d'air (en abrégé MAB, abréviation de la terminologie anglo-saxonne de "main air blower").
Typiquement, le catalyseur entre dans la zone de régénération avec une teneur en coke (définie comme la masse de coke sur la masse de catalyseur) comprise entre 0,5 % et 1 %, et ressort de ladite zone avec une teneur en coke inférieure à 0,01 %. Lors de cette étape, des fumées de combustion sont générées et sortent de la zone de régénération à des températures comprises entre 640°C et 800°C. Ces fumées vont ensuite, en fonction des configurations de l'unité, subir un certains nombres de post traitements. La zone de régénération peut être réalisée dans deux régénérateurs différents comme dans le procédé R2R™ commercialisé par Axens.
La teneur en carbone Conradson de la charge (noté CCR en abrégé et défini par exemple par la norme ASTM D 482) fournit une évaluation de la production de coke au cours du craquage catalytique. En fonction de la teneur en carbone Conradson de la charge, le rendement en coke nécessite un dimensionnement spécifique de l'unité pour satisfaire le bilan thermique.
Ainsi, lorsque la charge présente un CCR conduisant à une teneur en coke supérieure à celle requise pour assurer le bilan thermique, l'excédent de chaleur doit être évacuée. Ceci peut se faire par exemple, et de manière non exhaustive, par l'installation d'un « catcooler », bien connu de l'homme du métier, qui constitue un refroidissement externe d'une section du catalyseur du régénérateur par échange avec de l'eau, conduisant ainsi à la production de vapeur haute pression. Le catalyseur du réacteur de craquage catalytique est typiquement constitué de particules de diamètre moyen généralement compris entre 40 et 140 micromètres, et le plus souvent compris entre 50 et 120 micromètres.
Le catalyseur de craquage catalytique contient au moins une matrice appropriée telle que l'alumine, la silice ou la silice-alumine avec présence ou non d'une zéolithe de type Y dispersée dans cette matrice. Le catalyseur peut comprendre en outre au moins une zéolithe présentant une sélectivité de forme de l'un des types structuraux suivants : MEL (par exemple ZSM- 1 1 ), MFI (par exemple ZSM-5), NES, EUO, FER, CHA (par exemple SAPO-34), MFS, MWW. Il peut également comprendre l'une des zéolithes suivantes : NU-85, NU-86, NU-88 et IM-5, qui présentent également une sélectivité de forme.
L'avantage de ces zéolithes présentant une sélectivité de forme est l'obtention d'une meilleure sélectivité propylène / isobutène, c'est à dire un rapport propylène / isobutène plus élevé dans les effluents de craquage.
La proportion de zéolithe présentant une sélectivité de forme par rapport à la quantité totale de zéolithe peut varier en fonction des charges utilisées et de la structure des produits recherchés. Souvent, on utilise de 0,1 % à 60 %, préférentiellement de 0,1 % à 40 %, et en particulier de 0,1 % à 30 % poids de zéolithe présentant une sélectivité de forme.
La ou les zéolithes peuvent être dispersées dans une matrice à base de silice, d'alumine ou de silice alumine, la proportion de zéolithe (toutes zéolithes confondues) par rapport au poids du catalyseur étant souvent comprise entre 0,7% et 80% poids, de préférence entre 1 % et 50% poids, et de manière encore préférée entre 5% et 40 % poids.
Dans le cas ou plusieurs zéolithes sont utilisées, elles peuvent être incorporées dans une seule matrice ou dans plusieurs matrices différentes. La teneur en zéolithe présentant une sélectivité de forme dans l'inventaire total est inférieure à 30% poids.
Le catalyseur utilisé dans le réacteur de craquage catalytique peut être constitué d'une zéolithe de type Y ultra stable dispersée dans une matrice d'alumine, de silice, ou de silice alumine, à laquelle on ajoute un additif à base de zéolithe ZSM5, la quantité en cristaux de ZSM5 dans l'inventaire total étant inférieure à 30% poids.
Ladite étape de craquage catalytique peut aussi bien être conduite avec un réacteur fonctionnant en courant ascendant (appelé "riser" dans la terminologie anglosaxonne), que dans des unités utilisant un réacteur fonctionnant à courant descendant (appelé "downer" dans la terminologie anglosaxonne). hydrocarbonées et du caractère instable de cette dernière avec la température. Le procédé de craquage catalytique permet de convertir des charges hydrocarbonées lourdes en des fractions hydrocarbonées plus légères allant des gaz secs à un résidu de conversion. On peut distinguer parmi les effluents les coupes suivantes qui sont définies classiquement en fonction de leur composition ou de leur température d'ébullition (points de coupe standards donnés à titre indicatif) : des gaz secs et acides (essentiellement : H2, H2S, C1 , C2), des gaz de pétrole liquéfiés contenant les molécules en C3-C4, des essences contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 30 et 220°C (point de coupe standard), parfois séparées en essence légère connue sous le nom de LCN ("Light Cracked Naphtha") et en essence lourde connue sous le nom de HCN ("Heavy Cracked Naphtha"). un distillât léger connu sous le nom de LCO ("Light Cycle ON") contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 220°C à 360°C
un distillât lourd parfois connu sous le nom de HCO ("heavy Cycle ON") contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 360°C à 440°C
éventuellement, un résidu ou "slurry" qui est généralement purifié des particules de catalyseur qu'il contient pour obtenir une huile clarifiée ("clarified oil" ou CO) ou une huile décantée ("decanted oil" ou DO). Ce résidu contient au moins 80% de composés ayant un point d'ébullition supérieur à 440°C.
Le terme Heavy Cycle Oil ou HCO est ici utilisé pour définir toute coupe lourde issue de l'étape de d) craquage catalytique (FCC ou RFCC) et contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition supérieure à 360°C. Il est entendu que cette coupe peut subir une étape de séparation des particules de catalyseur.
Étape e) de séparation de l'effluent de craquage catalytique
L'unité de séparation des effluents du réacteur de craquage catalytique comporte généralement une séparation primaire des effluents, une section de compression et de fractionnement des gaz ainsi que des distillations pour le fractionnement des différentes coupes liquides. Ce type d'unité de fractionnement est bien connu de l'homme du métier.
L'étape e) de séparation de l'effluent issu de l'étape d) de craquage catalytique permet d'obtenir au moins une coupe gazole d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C (LCO) et au moins une coupe lourde de point d'ébullition supérieur à 360°C (HCO). Ces coupes peuvent être incorporés dans des pools combustibles. Au moins une partie des coupes LCO et/ou HCO est incorporée dans un pool fioul, notamment un pool fioul de soute de type résiduel, réalisé lors de l'étape f) de mélange. De manière optionnelle, une partie des coupes LCO et/ou HCO peuvent être recyclées en amont de l'étape a) d'hydrodémétallation et/ou b) d'hydrotraitement.
Etape f) de mélange
Une étape f) de mélange est réalisée à partir d'une fraction directement issue de l'étape c) de séparation constituée d'une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l'étape c) et/ou d'une partie de la coupe résidu sous vide et à partir d'une autre fraction comprenant au moins une partie des coupes LCO et/ou HCO issues de l'étape e) de séparation de manière à obtenir un fioul, notamment un fioul de soute de type résiduel. Par « fioul », on entend dans l'invention une fraction hydrocarbonée utilisable comme combustible. Par « base de fioul », on entend dans l'invention une fraction hydrocarbonée qui, mélangée à d'autres bases, constitue un fioul.
D'autres bases de fioul issues du procédé (une coupe kérosène ou une coupe gazole issue de l'étape c) de séparation par exemple) ou des bases fluxantes extérieures au procédé (un kérosène, un gazole, un distillât sous vide de distillation directe ou issue d'un procédé de conversion) peuvent éventuellement être incorporées dans le fioul. Selon l'invention, le contrôle des flux permet avantageusement de limiter l'apport de bases fluxantes coûteuses. L'utilisation de bases fluxantes d'origine extérieure au procédé lors de l'étape f) de mélange représente généralement moins de 10% en poids du fioul, de préférence moins de 5% en poids du fioul. Selon un mode très préféré, l'utilisation de coupes d'origine extérieure au procédé est nulle.
La présente invention vise à optimiser les caractéristiques du fioul en contrôlant les propriétés et les flux des différentes bases. Le contrôle des propriétés est notamment permis par les conditions opératoires des différentes sections. Le contrôle des flux est notamment permis par les conditions opératoires via les rendements mais aussi par les étapes de séparation puis in fine par l'étape de mélange. Cette optimisation passe notamment par l'incorporation lors de l'étape f) de mélange d'une partie du résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide issue de l'étape c) de séparation. Ces coupes ayant été obtenues après hydrotraitement, leur teneur en soufre est basse et elle contiennent des molécules saturées qui donneront de bonnes propriétés de combustion ce qui compensera l'ajout de coupes aromatiques LCO et/ou HCO. Les coupes LCO et/ou HCO n'ont pas de bonnes propriétés de combustion, mais elles sont peu visqueuses, elles sont donc largement utilisées pour leurs propriétés fluxantes de manière à réduire la viscosité du mélange. La quantité de LCO et HCO disponibles dépend notamment de la quantité de la charge de l'étape de craquage catalytique et donc indirectement des quantités de résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide qui ne sont pas soumis au craquage catalytique et envoyés directement à l'étape f) de mélange, ceci étant permis par des configurations particulières de l'étape c) de séparation définies précédemment.
Selon un mode très préféré, l'étape c) de séparation est mise en œuvre dans des conditions particulières permettant une optimisation de l'indice d'aromaticité CCAI par un routage des fractions résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide vers l'étape d) de craquage catalytique et/ou l'étape e) de mélange. La valeur du CCAI est calculée selon la norme ISO 8217 en utilisant l'équation
7' + 273
CCAI = p15 - 81 - 141■ lg[lg(v + 0,85)] - 483■ Ig (F.1)
323
Où
T est la température, exprimée en degrés Celsius, à laquelle la viscosité cinématique est déterminée ; v est la viscosité cinématique à la température T, exprimée en millimètres carrés par seconde ; pis est la masse volumique à 15°C, exprimée en kilogrammes par mètre cube ; lg est le logarithme décimal. Ainsi, en l'absence de distillation sous vide, ce routage doit permettre que la fraction résidu atmosphérique hydrotraitée allant directement à l'étape f) de mélange représente entre 40 et 95% en masse, de préférence entre 45 et 90% en masse du fioul constitué dans l'étape f) de mélange. Le complément de résidu atmosphérique n'allant pas à l'étape f) de mélange est envoyé à l'étape d) de craquage catalytique. De manière analogue, dans un schéma comportant une distillation sous vide et où il n'y a pas de routage de fraction résidu atmosphérique hydrotraitée vers l'étape f) de mélange, ce routage doit permettre que la fraction résidu sous vide hydrotraitée allant directement à l'étape f) de mélange représente entre 40 et 90%, de préférence entre 50 et 85% en masse du fioul constitué dans l'étape f) de mélange. Le complément de résidu sous vide n'allant pas à l'étape f) de mélange est envoyé à l'étape d) de craquage catalytique en mélange avec au moins une partie et de préférence la totalité du distillât sous vide issue de l'étape b) d'hydrotraitement. Ce complément de résidu sous vide allant à l'étape d) de craquage catalytique peut également ne pas être obtenu par distillation sous vide, mais faire partie d'une fraction résidu atmosphérique allant directement à l'étape d) de craquage catalytique.
Dans un schéma comprenant une distillation sous vide et permettant le routage simultané d'une fraction résidu atmosphérique et d'une fraction résidu sous vide vers l'étape f) de mélange, la somme des fractions résidu atmosphérique et résidu sous vide doit représenter entre 40 et 95%, de préférence entre 45 et 85% en masse du fioul constitué à l'étape f) de mélange.
EXEMPLES Un résidu atmosphérique de type Arabian Médium (cf. tableau 1 ) est soumis à une étape d'hydrotraitement de résidus (cf. tableau 2).
Tableau 1 : caractéristiques de la charge RA Arabian Médium
Figure imgf000032_0001
Tableau 2 : condition opératoires de l'étape d'hydrotraitement de résidus
Catalyseur d'HDM CoMoNi sur alumine
Catalyseur de transition CoMoNi sur alumine
Catalyseur d'HDS CoMoNi sur alumine
Vitesse spatiale catalytique (h"1) 0,2
Température moyenne pondérée début de cycle (°C) 370
Pression partielle d'hydrogène (MPa) 1 5 consommation H2 (% poids / charge) 1 ,65 Ces conditions permettent d'atteindre une hydrodésulfuration de la charge d'environ 93% (HDS).
L'effluent de l'étape d'hydrotraitement est analysé de manière à déterminer les rendements des différents produits et différentes coupes (tableau 3). Tableau 3 : rendements de l'étape d'hydrotraitement
Figure imgf000033_0001
Pour la suite de l'exemple, on se référera à la figure 1 décrite précédemment dont la numérotation est utilisée pour repérer les flux et présenter les différents bilans matières.
L'effluent de l'étape d'hydrotraitement (7) est soumis à une étape de séparation c) selon différentes variantes. L'effluent (7) est envoyé dans plusieurs séparateurs (SEP) fonctionnant à différents niveaux de pression et température et permettant de séparer la fraction gaz (23) contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures légers et la fraction liquide (25). Cette fraction liquide (25) est soumise à une distillation atmosphérique (ADU) pour récupérer les distillats atmosphériques DA (24) et une coupe de type résidu atmosphérique RA (9). En fonction des variantes, la coupe résidu atmosphérique peut aller vers le craquage catalytique d) via la ligne (1 1 ) et/ou vers l'étape de mélange f) via la ligne (12) et/ou vers une distillation sous vide (VDU) via la ligne (26). En cas de mise en œuvre de la distillation sous vide (VDU), on obtient une coupe distillât sous vide DSV (8) allant vers le craquage catalytique d) et une coupe de type résidu sous vide RSV (10) allant vers le craquage catalytique d) via la ligne (13) et/ou l'étape de mélange f) via la ligne (14).
Une étape e) de séparation permet de séparer l'effluent 1 6) de l'étape de craquage catalytique d) en différents produits (non représentés notamment GPL et essence) et en huile de coupe légère LCO et huile de coupe lourde HCO. La part de LCO allant au mélange (19) et la part de HCO allant au mélange (20) sont représentés mais il peut également y avoir des excédents de ces coupes non représentés.
L'étape de mélange permet d'obtenir un fioul FO (21 ) ayant une viscosité cible de 380 cSt à 50°C par mélange d'au moins une coupe résidu atmosphérique RA (12) et/ou une coupe résidu sous vide RSV (14) avec une coupe LCO (19) et/ou une coupe HCO (20) et/ou une base fluxante extérieure EXT au procédé (22) qui dans ces exemples est un distillât marin MGO (« Marine Gas Oil ») ayant une viscosité de 2,6 cSt à 40°C, une masse volumique de 850 Kg/m3 et une teneur en soufre de 0,096% en masse. Les flux exprimés en % poids par rapport à la charge (flux de charge = 100) du procédé (en entrée d'hydrotraitement) sont présentés pour les différentes cas (cf. Tableau 4).
Tableau 4 : flux de matière selon les différents cas (% poids / charge)
Figure imgf000035_0001
Dans le cas B', la totalité du flux de résidu atmosphérique est envoyée à la distillation sous vide et distillé sous vide. Un flux de distillât sous vide (8) et un flux de résidu sous vide (1 3) sont envoyés au craquage catalytique. Ces deux flux auraient donc pu rester combinés sous forme de résidu atmosphérique, on retombe alors dans le cas B.
B et B' sont donc équivalent en terme de bilans matière en sortie d'unité même si les schémas de l'étape de séparation sont différents. De manière analogue, il existe des variantes de configuration de l'étape e) de séparation à tous les cas présentés. A partir des flux du tableau 4, il est possible de déterminer la composition des fiouls (21 ), c'est-à-dire la teneur de chaque constituant (1 2), (14), (1 9), (20) et (22) introduit à l'étape f) de mélange exprimée en pourcentage masse du constituant par rapport au fioul (21 ). Tableau 5 : composition des fiouls (% masse) constituant 12 14 19 20 22 21
Cas^ RA- ) RSV -»f) LCO^f) HCO EXT FO
->f) ->f)
A 0 84.4 9.4 1.3 4.9 100
B 0 72.5 9.4 18.1 0 100
B' 0 72.5 9.4 18.1 0 100
C 0 55.3 2.3 42.4 0 100
C 0 53.5 2.2 41.0 3.3 100
D 0 0 71.7 28.3 0 100
D' 0 0 58.4 23.2 18.4 100
D" 0 0 36.9 14.7 48.4 100
E 83.8 0 11.6 4.6 0 100
E' 79.2 0 10.9 4.3 5.6 100
F 76.6 0 15.5 7.9 0 100
G 71.0 0 12.7 16.3 0 100
H 60.8 0 7.9 31.3 0 100
1 51.0 0 3.3 45.7 0 100 r 45.0 0 2.9 40.1 12.0 100
Les propriétés des fiouls (21 ) obtenus selon les différents cas sont présentés dans le tableau suivant :
Tableau 6 : propriétés des fiouls (flux (21 ))
Figure imgf000037_0001
Pour les cas A, B, B', C, C, on cherche à maximiser le CCAI du fioul (21 ) en optimisant la quantité de résidu sous vide RSV allant directement à l'étape f) (14) de mélange. Le CCAI augmente quand la proportion de RSV (14) dans le fioul diminue au profit des coupes LCO (1 9) et HCO (20) : CCAI fioul C > CCAI fioul B > CCAI fioul A. Toutefois la masse volumique du fioul C dépasse la valeur maximale pour le grade RMG380, on est donc obligé d'ajouté une petite quantité de distillât marin MGO (22) pour faire baisser la densité, mais la viscosité diminue aussi, on obtient donc une qualité supérieure au minimum des spécifications pour le fioul C obtenu. Il y a donc un optimum de teneur en RSV (14) qui se situe entre 40 et 90%, de préférence entre 50 et 85% en masse dans le fioul (21 ). Les cas D, D' et D" (comparatifs) correspondent à l'art antérieur, c'est-à-dire la configuration des enchaînements d'hydrotraitement de résidus suivi du craquage catalytique de la totalité du RA hydrotraité (1 1 ). Le fioul D obtenu a une teneur en soufre supérieure à 0,5%. Par ailleurs les fiouls obtenus contiennent de très fortes proportions de LCO (19) et HCO (20) ce qui se traduit par des viscosités très basses, des densités élevées et donc des valeurs de CCAI élevées. Il a fallu environ 18% de distillât marin MGO (22) dans le fioul D' pour descendre le CCAI en dessous de 870, et environ 48% de distillât marin MGO (22) dans le fioul D" pour descendre le CCAI en dessous de 850. Ces mélanges ne constituent pas une bonne optimisation des flux, ils conduisent à introduire de fortes quantités de distillât marin MGO (22) ce qui augmente fortement le coût de production du fioul (21 ).
Dans le cas E, il y a autant de RA allant vers d) que de RA allant vers f) et le mélange est constitué sans apport de flux externe au procédé. La viscosité dépasse 380 cSt à 50°C, le fioul obtenu ne pourra être valorisé selon le grade RMG380. Le cas E' vise à abaisser la viscosité obtenue dans le cas E en ajoutant du distillât marin MGO. Pour ne pas dépasser 380 cSt à 50°C, il est nécessaire que le fioul comporte 5.6% de distillât marin MGO.
Pour les cas F, G, H, I, on cherche à maximiser le CCAI du fioul (21 ) en optimisant la quantité de RA allant directement à l'étape f) (12) de mélange. Le CCAI augmente quand la proportion de RA (12) dans le fioul diminue au profit des coupes LCO (19) et HCO (20) : CCAI fioul F > CCAI fioul G > CCAI fioul H > CCAI fioul I. Toutefois la masse volumique du fioul I dépasse la valeur maximale pour le grade RMG380, on est donc obligé d'ajouté une quantité non négligeable de distillât marin MGO (22) pour faire baisser la densité mais la viscosité diminue aussi, on obtient une qualité supérieure au minimum recherché pour le fioul obtenu. Il y a donc un optimum de teneur en résidu atmosphérique RA (12) qui se situe entre 40 et 95%, de préférence entre 45 et 90% en masse dans le fioul (21 ).
En comparant le cas E et le cas F, on voit qu'en réduisant la quantité de RA allant directement à l'étape f) de mélange, la viscosité diminue et devient conforme au grade RMG380.

Claims
REVENDICATIONS
Procédé de conversion d'une charge hydrocarbonée lourde contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une teneur en métaux d'au moins 10 ppm, une température initiale d'ebullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, le procédé comprenant les étapes suivantes :
a) une étape optionnelle d'hydrodémétallation en réacteurs permutables dans laquelle la charge hydrocarbonée est mise en contact avec de l'hydrogène sur un catalyseur d'hydrodémétallation, b) une étape d'hydrotraitement en lit fixe de l'effluent issu de l'étape a) d'hydrodémétallation lorsque celle-ci est mise en œuvre ou de la charge hydrocarbonée en contact avec de l'hydrogène et un catalyseur d'hydrotraitement, c) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement comprenant une séparation gaz— liquide suivie d'une distillation atmosphérique permettant l'obtention d'au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ladite distillation atmosphérique étant éventuellement suivi d'une distillation sous vide permettant l'obtention d'une coupe de type distillât sous vide et d'une coupe de type résidu sous vide, d) une étape de craquage catalytique d'une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l'étape c) et/ou une partie de la coupe résidu sous vide issue de l'étape c), éventuellement en mélange avec au moins une partie de la coupe de type distillât sous vide issue de l'étape c) de séparation, e) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) de craquage catalytique permettant d'obtenir au moins une coupe gazole léger d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C dite LCO et au moins une coupe lourde de point d'ébullition supérieur à 360°C dite HCO, f) une étape de mélange d'une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l'étape c) et/ou d'une partie de la coupe résidu sous vide issue de l'étape c) de séparation avec au moins une partie des coupes gazole d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C dite LCO et lourde de point d'ébullition supérieur à 360°C dite HCO issues de l'étape e) de séparation de manière à obtenir un fioul utilisable comme combustible marin ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,
5% poids et un indice d'aromaticité CCAI calculé selon la norme ISO8217 inférieur à 870.
Procédé selon la revendication 1 dans lequel l'étape de séparation c) comprend une distillation sous vide après la distillation atmosphérique et au moins une partie du résidu atmosphérique est envoyé dans la distillation sous vide pour produire un distillât sous vide et un résidu sous vide.
Procédé selon la revendication 2 dans lequel la coupe distillât sous vide obtenue en sortie de l'étape de séparation c) n'est pas envoyée en totalité vers l'étape d) de craquage catalytique et le procédé permet la production conjointe de fioul et de distillats atmosphériques, distillats sous vide, et gaz légers (C1 à C4).
Procédé selon l'une des revendications 1 à 3 dans lequel l'étape d'hydrodémétallation a) est mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, avec une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée VVH comprise dans une gamme allant de 0,1 h"1 à 5 h"1 et une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.
Procédé selon l'une des revendications 1 à 4 dans lequel l'étape d'hydrotraitement est mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, avec une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée VVH, comprise dans une gamme allant de 0,1 h"1 à 5 h"1, avec une quantité d'hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.
6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5 dans lequel l'étape de craquage catalytique est mise en œuvre dans au moins un réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15, et avec une température de sortie du ou des réacteur(s) comprise entre 450 et 600°C.
7. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la fraction issue de l'étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l'étape de mélange f) est constituée uniquement de résidu atmosphérique et représente entre 40 et 95% en masse du fioul obtenu.
8. Procédé selon l'une des revendications 2 à 6 dans lequel la fraction issue de l'étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l'étape de mélange f) est constituée uniquement de résidu sous vide et représente entre 40 et 90% en masse du fioul obtenu.
9. Procédé selon l'une des revendications 2 à 6 dans lequel la fraction issue de l'étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l'étape de mélange f) est constituée de résidu atmosphérique et de résidu sous vide et représente entre 40 et 95 % en masse du fioul obtenu.
10. Procédé selon la revendication 7 à 9 dans lequel on ajoute à l'étape f) de mélange au moins une autre base de fioul choisie parmi une coupe kérosène ou une coupe gazole issue de l'étape c) de séparation ou une base fluxante extérieure au procédé choisie parmi un kérosène, un gazole, un distillât sous vide de distillation directe ou issue d'un procédé de conversion.
1 1 . Procédé selon la revendication 10 dans lequel la fraction de base fluxante est inférieure à 10% en masse du fioul obtenu, de préférence inférieure à 5% en masse du fioul obtenu.
Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, des huiles de roche-mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange.
Procédé selon la revendication 12 dans lequel la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques ou les résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.
Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape b) d'hydrotraitement comprend une première étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes dans laquelle l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, et une deuxième étape b2) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes dans laquelle l'effluent de la première étape b1 ) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration.
Procédé selon l'une des revendications 1 à 13 dans lequel l'étape b) d'hydrotraitement comprend une première étape b1 ) d'hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodémétallation en lits fixes dans laquelle l'effluent de l'étape a), ou la charge et de l'hydrogène en l'absence de l'étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d'hydrodémétallation, une deuxième étape b2) subséquente de transition réalisée dans une ou plusieurs zones de transition en lits fixes dans laquelle l'effluent de la première étape b1 ) d'hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur de transition, et une troisième étape b3) subséquente d'hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d'hydrodésulfuration en lits fixes, dans lequel l'effluent de la deuxième étape b2) de transition est mis en contact avec un catalyseur d'hydrodésulfuration.
16. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le fioul obtenu présente une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,1 % poids.
17. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le fioul obtenu présente une masse volumique à 15°C inférieure à 991 kg/m3 et une viscosité à 50°C inférieure à 380 cSt.
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