FR2964386A1 - Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion - Google Patents

Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion Download PDF

Info

Publication number
FR2964386A1
FR2964386A1 FR1003560A FR1003560A FR2964386A1 FR 2964386 A1 FR2964386 A1 FR 2964386A1 FR 1003560 A FR1003560 A FR 1003560A FR 1003560 A FR1003560 A FR 1003560A FR 2964386 A1 FR2964386 A1 FR 2964386A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
hydroconversion
catalyst
fraction
liquid fraction
boiling
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
FR1003560A
Other languages
English (en)
Other versions
FR2964386B1 (fr
Inventor
Eric Sanchez
Jan Verstraete
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority to FR1003560A priority Critical patent/FR2964386B1/fr
Priority to US13/226,626 priority patent/US8778169B2/en
Publication of FR2964386A1 publication Critical patent/FR2964386A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR2964386B1 publication Critical patent/FR2964386B1/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C10G67/0463—The hydrotreatment being a hydrorefining
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/88—Molybdenum
    • B01J23/882—Molybdenum and cobalt
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/88—Molybdenum
    • B01J23/883—Molybdenum and nickel
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/888—Tungsten
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/003—Solvent de-asphalting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1074—Vacuum distillates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

L'invention décrit un procédé de conversion de fraction lourde d'hydrocarbures issue soit d'un pétrole brut, soit de la distillation d'un pétrole brut et ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300 °C comprenant une hydroconversion d'au moins une partie de ladite fraction lourde d'hydrocarbures en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur triphasique, ledit réacteur contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion et fonctionnant en lit bouillonnant, à courant ascendant de liquide et de gaz et comportant au moins un moyen de soutirage dudit catalyseur hors dudit réacteur et au moins un moyen d'appoint de catalyseur frais dans ledit réacteur, une séparation de l'effluent issu de l'étape a) pour obtenir une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C et une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C et un désasphaltage d'au moins une partie de la fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C issue de l'étape b) pour obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduelle

Description

L'invention concerne le raffinage et la conversion des fractions lourdes d'hydrocarbures issues de la distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut soit de type pétrole brut, soit de type résidus ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300 °C et contenant entre autre des impuretés soufrées et azotées. Elle concerne plus particulièrement un procédé permettant de convertir au moins en partie une charge d'hydrocarbures, telle que par exemple un résidu sous vide obtenu par distillation atmosphérique suivie d'une distillation sous vide d'un pétrole brut.
La valorisation de ces résidus pétroliers est relativement difficile. En effet, le marché est surtout demandeur de carburants, distillables à pression atmosphérique à une température inférieure à 320-380°C. Les pétroles bruts sont caractérisés par des teneurs variables en résidus atmosphériques qui dépendent de l'origine des bruts traités. Cette teneur varie généralement entre 20 et 50% pour les bruts conventionnels, mais peut atteindre 50 à 80% pour les bruts lourds et extra-lourds comme par exemple ceux produits au Venezuela ou dans la région de l'Athabasca dans le nord du Canada. II est donc nécessaire de convertir ces résidus, en cassant les molécules lourdes de résidus pour produire des molécules plus petites par craquage.
Plus précisément, les charges que l'on traite dans le cadre de la présente invention sont soit des pétroles bruts, soit des fractions lourdes d'hydrocarbures issues de la distillation d'un pétrole brut et ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300 °C, de préférence d'au moins 360°C et de manière préféré d'au moins 370°C et de préférence des résidus sous vide. Ces charges sont généralement des fractions d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,5 %, de préférence d'au moins 1 % et de manière préférée d'au moins 2 % en poids, une teneur en carbone Conradson d'au moins 5% poids et de préférence d'au moins 10% poids, une teneur en asphaltènes C7 d'au moins 1% poids et de préférence d'au moins 5% poids et une teneur en métaux d'au moins 20 ppm et de préférence d'au moins 100 ppm.
Un des objectifs de l'invention est de fournir un procédé de conversion intégrant des étapes d'hydroconversion et de désasphaltage au sein d'une même section réactionnelle améliorant ainsi l'intégration thermique en optimisant le réseau d'échangeurs et réduisant à la fois l'investissement initial de l'enchaînement par réduction du nombre des équipements nécessaires ainsi que les dépenses de fonctionnement.35 Un autre objectif de l'invention est de fournir un procédé de conversion intégrant des étapes d'hydroconversion et de désasphaltage au sein d'une même section réactionnelle, permettant ainsi l'obtention d'une huile désasphaltée (DAO) de bonne qualité, c'est à dire présentant une teneur réduite en azote et en métaux. État de la technique Généralement, les schémas de conversion de résidus classiques de l'art antérieur comprennent un désasphaltage (SDA) suivie d'une étape d'hydroconversion en lit bouillonnant comme dans la demande de brevet WO-04/74408. L'état de l'art montre que ces deux procédés connus sont effectués successivement en série. En effet, dans les schémas de conversion de résidus associant une unité de SDA à une unité d'hydroconversion en lit fixe ou en lit bouillonnant, selon les cas, l'unité de SDA peut être placée en amont selon la voie indirecte ou en aval du procédé d'hydroconversion selon la voie directe. Les brevets FR 2776297 et US 72114308 décrivent ces deux types de schéma de conversion possible.
Plus précisément, un schéma de la conversion de résidus associe généralement deux étapes unitaires successives : une étape d'hydroconversion et une étape de désasphaltage, une étape de distillation atmosphérique intermédiaire et éventuellement une étape de distillation sous vide intermédiaire étant mise en oeuvre entre ces deux étapes unitaires. En effet, le résidu peut être traité au moins en partie dans une section d'hydroconversion en présence d'hydrogène, ladite section comprenant au moins un réacteur triphasique contenant un catalyseur d'hydroconversion en lit bouillonnant fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz. Ce ou ces réacteurs comportent au moins un moyen de soutirage du catalyseur et au moins un appoint de catalyseur frais. Les conditions appliquées dans la section réactionnelle d'hydroconversion permettent d'obtenir un effluent liquide à teneur réduite en carbone Conradson, en métaux et en soufre. L'effluent liquide hydroconverti est ensuite envoyé dans une zone de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire à la suite de laquelle on récupère des fractions de distillat atmosphérique, une fraction distillat sous vide et une fraction résidu sous vide.
Le résidu sous vide issu de la zone de distillation est ensuite avantageusement envoyé dans une section de désasphaltage dans laquelle il est traité dans un extracteur à l'aide d'un solvant dans des conditions de désasphaltage connues de l'homme du métier permettant d'obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée, appelée DAO et de l'asphalte résiduel.35 L'opération de désasphaltage (SDA) au solvant est avantageusement mise en oeuvre dans des conditions bien connues de l'homme du métier: on peut ainsi se référer à l'article de Billon et autres publié en 1994 dans le volume 49, N°5 de la revue de l'institut français du pétrole page 495 à 507, au livre "Raffinage et conversion des produits lourds du pétrole" de J F Le Page, SG Chatila et M Davidson, Edition Technip, page 17 - 32 ou au brevet US4715946. Le désasphaltage peut avantageusement être réalisé dans un mélangeur-décanteur ou dans une colonne d'extraction. Le solvant utilisé pour le désasphaltage est de préférence un solvant paraffinique et de manière préférée, plus lourd que le propane. Les solvants préférés comprennent des mélanges propane-butane, le butane, le pentane, l'hexane, l'heptane, l'essence légère ainsi que les mélanges obtenus à partir des solvants précités. On récupère avantageusement le solvant par vaporisation ou distillation ou par le procédé opticritique, c'est à dire dans des conditions supercritiques.
La coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) ainsi obtenue et après mélange avec au moins une partie du distillat sous vide, appelé VGO, issu de la zone de distillation subit ensuite un post-traitement dans des conditions permettant de réduire en particulier sa teneur en métaux, en soufre, en azote et en carbone Conradson et d'obtenir après un nouvelle séparation par distillation une fraction gazeuse, un distillat atmosphérique que l'on peut scinder en une fraction essence et gazole envoyé ensuite au pool carburants et une fraction plus lourde hydrotraitée. Cette fraction plus lourde pouvant être alors envoyée dans une section de craquage catalytique ou hydrocraquage catalytique par exemple.
La présente invention propose d'améliorer cet enchaînement comportant deux procédés unitaires d'hydroconversion et de désasphaltage, séparée par une étape de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire, en proposant un nouveau procédé intégrant lesdites étapes d'hydroconversion utilisant la technologie lit bouillonnant et de désasphaltage utilisant la technologie d'extraction liquide-liquide, au sein d'une même section réactionnelle unitaire, sans étape de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire. Ce schéma intensifié permet en particulier d'améliorer le rendement liquide global par réduction de la fraction asphalte, ainsi que de diminuer l'investissement initial et le coût opératoire du procédé, en termes de consommation de fluxant. Il permet par ailleurs d'améliorer la qualité des produits obtenus, plus particulièrement en termes d'azote et de métaux de la fraction lourde hydrotraitée.35 Résumé de l'invention : La présente invention décrit un procédé de conversion de pétrole brut ou de la fraction lourde d'hydrocarbures issue de la distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut et ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300 °C dans lequel ledit procédé comprend les étapes suivantes : a) hydroconversion d'au moins une partie de ladite charge en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur triphasique, ledit réacteur contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion et fonctionnant en lit bouillonnant, à courant ascendant de liquide et de gaz et comportant au moins un moyen de soutirage dudit catalyseur hors dudit réacteur et au moins un moyen d'appoint de catalyseur frais dans ledit réacteur, dans des conditions permettant d'obtenir une charge liquide à teneur réduite en carbone Conradson, en métaux, en soufre et en azote, b) séparation de l'effluent issu de l'étape a) pour obtenir une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C et une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C, c) désasphaltage d'au moins une partie de la fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C issue de l'étape b) pour obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduelle.
Ce nouveau schéma se différentie du schéma d'enchaînement conventionnel précédemment mentionné par le fait que l'effluent de la section réactionnelle d'hydroconversion en lit bouillonnant est directement traité dans une unité de désasphaltage, après une simple séparation de la fraction légère bouillant à une température inférieure à 300°C, l'effluent liquide lourd bouillant à une température supérieur à 300°C étant mis en contact avec un solvant dans des conditions permettant d'obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduel. La présente invention a donc pour objectif de fournir un procédé de conversion d'hydrocarbures lourds pour la production de coupes essence et distillats moyens avec un procédé plus simple et plus économique, avec des rendements améliorés tout en maintenant de bonnes qualités de produits et une utilisation réduite de fluxant nécessaire au transport de la phase asphalte. Description détaillée de l'invention.
Conformément à l'étape a) du procédé selon l'invention, la charge constituée d'un pétrole brut ou de la fraction issue de la distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut subit une étape a) d'hydroconversion d'au moins une partie de ladite charge en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur triphasique, ledit réacteur contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion et fonctionnant en lit bouillonnant, à courant ascendant de liquide et de gaz et comportant au moins un moyen de soutirage dudit catalyseur hors dudit réacteur et au moins un moyen d'appoint de catalyseur frais dans ledit réacteur, dans des conditions permettant d'obtenir une charge liquide à teneur réduite en carbone Conradson, en métaux, en soufre et en azote.
Les charges que l'on traite dans le cadre de la présente invention sont constituées de fractions d'hydrocarbures issues d'un pétrole brut ou de la distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut, lesdites charges ayant une température d'ébullition d'au moins 300°C, de préférence d'au moins 360°C et de manière préférée d'au moins 370°C et de préférence des résidus sous vide. Ces charges sont généralement des fractions d'hydrocarbures ayant de préférence, une teneur en soufre d'au moins 0,5 %, de préférence d'au moins 1 % et de manière préférée d'au moins 2 % en poids, une teneur en carbone Conradson d'au moins 5% poids et de préférence d'au moins 10% poids, une teneur en asphaltènes C7 d'au moins 1% poids et de préférence d'au moins 5% poids, une teneur en métaux d'au moins 20 ppm et de préférence d'au moins 100 ppm.
L'étape a) d'hydroconversion de ladite charge est généralement effectuée dans des conditions classiques d'hydroconversion en lit bouillonnant d'une fraction hydrocarbonée liquide. On opère habituellement sous une pression absolue comprise entre 2 et 35 MPa, de préférence entre 5 et 25 MPa et de manière préférée, entre 6 et 20 MPa, à une température comprise entre 300 et 550 °C et de préférence comprise entre 350 et 500 °C. La vitesse spatiale horaire (WH) et la pression partielle d'hydrogène sont des facteurs importants que l'on choisit en fonction des caractéristiques du produit à traiter et de la conversion souhaitée. De préférence, la WH est comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et de manière préférée entre 0,15 h-1 et 5 h'1. La quantité d'hydrogène mélangée à la charge est de préférence comprise entre 50 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide et de manière préférée, entre 100 et 2000 Nm3/m3 et de manière très préférée entre 200 et 1000 Nm3/m3.
Le catalyseur d'hydroconversion utilisé dans l'étape a) du procédé selon l'invention est avantageusement un catalyseur comprenant un support, de préférence amorphe et de manière très préférée de l'alumine et au moins un métal du groupe VIII choisi parmi le nickel et le cobalt et de préférence le nickel, ledit élément du groupe VIII étant de préférence utilisé en association avec au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène et de préférence, le métal du groupe VIB est le molybdène. De préférence, le catalyseur d'hydroconversion comprend le nickel en tant qu'élément du groupe VIII et le molybdène en tant qu'élément du groupe VIB. La teneur nickel est avantageusement comprise entre 0,5 à 10 % exprimée en poids d'oxyde de nickel (NiO) et de préférence entre 1 à 6 % poids et la teneur en molybdène est avantageusement comprise entre 1 et 30 % exprimée en poids de trioxyde de molybdène (MoO3), et de préférence entre 4 et 20 % poids. Ce catalyseur est avantageusement sous forme d'extrudés cylindriques ou trilobes ou de billes.
Le catalyseur d'hydroconversion usagé peut conformément au procédé selon l'invention être en partie remplacé par du catalyseur frais par soutirage, de préférence en bas du réacteur et par introduction, soit en haut soit en bas du réacteur, de catalyseur frais ou régénéré ou réjuvéné, de préférence à intervalle de temps régulier et de manière préférée par bouffée ou de façon quasi continue. Le taux de remplacement du catalyseur d'hydroconversion usé par du catalyseur frais est avantageusement compris entre 0,05 kilogramme et 10 kilogrammes par mètre cube de charge traitée, et de préférence entre 0,3 kilogramme et 3 kilogrammes par mètre cube de charge traitée. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l'aide de dispositifs permettant avantageusement le fonctionnement continu de cette étape d'hydroconversion.
Il est également avantageusement possible d'envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme puis de renvoyer ce catalyseur régénéré dans l'étape a) d'hydroconversion. II est également avantageusement possible d'envoyer le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de réjuvénation dans laquelle on élimine la majeure partie des métaux déposés, avant d'envoyer le catalyseur usé et réjuvéné dans une zone de régénération dans laquelle on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme puis de renvoyer ce catalyseur régénéré dans l'étape a) d'hydroconversion.
L'étape a) du procédé selon l'invention est avantageusement mise en oeuvre dans les conditions du procédé H-OIL tel que décrit par exemple dans les brevets US-A-4521295 ou US-A-4495060 ou US-A-4457831 ou US-A-4354852 ou dans l'article Aiche, March 19-23, 1995, HOUSTON, Texas, paper number 46d, Second generation ebullated bed technology.
Le catalyseur d'hydroconversion utilisé dans l'étape a) d'hydroconversion permet avantageusement d'assurer à la fois la démétallation et la désulfuration, dans des conditions permettant d'obtenir une charge liquide à teneur réduite en métaux, en carbone Conradson et en soufre et permettant d'obtenir une forte conversion en produits légers c'est-à-dire en particulier en fractions carburants essence et gazole.
L'étape a) est avantageusement mise en oeuvre dans un ou plusieurs réacteurs triphasique d'hydroconversion. Chaque réacteur comporte avantageusement une pompe de recirculation permettant le maintien du catalyseur en lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie d'une fraction liquide avantageusement soutirée en tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur.
L'effluent issu de l'étape a) d'hydroconversion subit ensuite conformément à l'étape b) du procédé selon l'invention, une étape de séparation pour obtenir une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C, de préférence inférieure à 350°C et de manière préférée, inférieure à 375°C et une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C, de préférence supérieure à 350°C et de manière préférée, supérieure à 375°C. Cette séparation comprend tout moyen de séparation connu par l'homme du métier, à l'exclusion des distillations atmosphérique et sous vide. De préférence, cette séparation est réalisée par un ou plusieurs ballons de flash en série, et de manière préférée par un enchaînement de deux ballons de flash successifs.
Dans l'étape b) de séparation, les conditions sont choisies de manière à ce que le point de coupe soit de 300°C, de préférence 350°C et de manière préférée 375°C, de manière à obtenir deux fractions liquides, une fraction dite légère, avantageusement séparée des gaz légers (H2 et C1-C4), et une fraction dite lourde.
La fraction légère directement obtenue en sortie de l'étape c) de séparation est avantageusement séparée des gaz légers (H2 et C1-C4), pour obtenir ladite fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C, par tout moyen de séparation connu de l'homme du métier tel que par exemple par passage dans un ballon de flash, de manière à récupérer l'hydrogène gazeux qui est avantageusement recyclé dans l'étape a) d'hydroconversion.
La fraction liquide légère, avantageusement séparée des gaz légers et bouillant à une température inférieure à 300°C, de préférence inférieure à 350°C et de manière préférée, inférieure à 375°C contient les gaz légers dissouts (C5+), une fraction bouillant à une température inférieure à 150°C correspondant aux naphtas, une fraction bouillant entre 150 et 250°C correspondant à la fraction kérosène et au moins une partie de la fraction gazole bouillant entre 250 et 375 °C. Selon un mode de réalisation, au moins une partie de la fraction liquide légère ainsi obtenue et de préférence la totalité est avantageusement envoyée dans des unités de post-traitement telles que par exemple une unité d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage, dans le but de l'incorporer aux pools carburants correspondants.
La fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C, de préférence supérieure à 350°C et de manière préférée, supérieure à 375°C contient au moins une partie de la fraction gazole bouillant entre 250 et 375 °C, une fraction bouillant entre 375 et 524 °C appelé distillat sous vide et une fraction bouillant à une température supérieure à 524°C et de préférence supérieure à 530°C appelée résidu sous vide non converti. La fraction liquide lourde comprend donc avantageusement au moins une partie des distillats moyens et de préférence au moins une partie de la fraction gazole bouillant à une température comprise entre 250 et 375 °C.
La fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C, de préférence supérieure à 350°C et de manière préférée, supérieure à 375°C subit ensuite conformément au procédé selon l'invention une étape c) de désasphaltage, sans étape de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire préalable, pour obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée, appelée DAO et de l'asphalte résiduelle. L'étape de désasphaltage à l'aide d'un solvant est effectuée dans des conditions bien connues de l'homme de métier.
Le désasphaltage est généralement effectué à une température moyenne comprise entre 60 et 250°C avec au moins un solvant hydrocarboné ayant de 3 à 7 atomes de carbone, de préférence, le solvant est le butane, le pentane ou l'hexane, ainsi que leurs mélanges, éventuellement additionné d'au moins un additif. Les solvants utilisables et les additifs sont largement décrits. Il est également possible et avantageux d'effectuer la récupération du solvant selon le procédé opticritique c'est-à-dire en utilisant un solvant dans des conditions non supercritiques dans la section de séparation. Ce procédé permet en particulier d'améliorer notablement l'économie globale du procédé. Ce désasphaltage peut être fait dans un ou plusieurs mélangeurs-décanteurs ou dans une ou plusieurs colonnes d'extraction.
Dans le cadre de la présente invention on préfère la technique (par ex. le procédé Solvahl) utilisant au moins une colonne d'extraction et de préférence une seule. Avantageusement, tel que dans le procédé Solvahl avec une colonne d'extraction unique, les ratios solvant/charge entrant dans l'unité de désasphaltage sont faibles, entre 4/1 et 6/1. L'unité de désasphaltage produit une coupe hydrocarbonée désasphaltée DAO pratiquement exempt d'asphaltènes C7 et un asphalte résiduel concentrant la majeure partie des impuretés du résidu, qui est soutiré. Le rendement en DAO peut varier de moins de 40% poids à plus de 90% poids selon les conditions opératoires et le solvant utilisé. Le tableau suivant donne les gammes des conditions opératoires typiques pour le désasphaltage en fonction du solvant : Solvant Propane Butane Pentane Hexane Heptane Pression, MPa 3-4 3-4 2-4 2-4 2-4 Température, °C 45 - 90 80 - 130 140 - 210 150 - 230 160 - 250 Ratio Solvant/Charge, vlv 6- 10 5- 8 3- 6 3- 6 3- 5 La coupe hydrocarbonée désasphaltée DAO obtenue présente avantageusement une teneur en asphaltènes C7 inférieure à 1% en général (La mesure de la teneur en asphaltènes C7 est réalisée selon la norme NFT60-115), de préférence inférieure à 0,5%, de manière préférée inférieure à 0,05% poids mesurée en insolubles à l'heptane et de façon encore plus préférée inférieure à 0,3% poids mesurée en insolubles au pentane et inférieure à 0,05% poids mesurée en insolubles à l'heptane. Ladite coupe hydrocarbonée désasphaltée DAO issue de l'étape c) peut ensuite avantageusement être soumise à une distillation atmosphérique, éventuellement en mélange avec au moins une partie de la fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C et de préférence la totalité, issue de l'étape b) de manière à récupérer les différentes coupes de produits valorisables, c'est à dire, la coupe essence (150°C-), la coupe distillat moyen (150-375°C) et une fraction plus lourde de charge hydroconvertie (375°C+). Cette dernière fraction plus lourde, éventuellement en mélange avec une charge externe au procédé, telle que par exemple des coupes distillats sous vide, résidu atmosphérique ou résidu sous vide issues du fractionnement primaire de la raffinerie, peut avantageusement être envoyée après fractionnement ou non dans une section d'hydrotraitement et/ou de craquage catalytique ou hydrocraquage catalytique par exemple.
Selon un mode de réalisation préféré, le mélange constitué d'au moins une partie et de préférence la totalité de la fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C, de préférence inférieure à 350°C et de manière préférée, inférieure à 375°C issue de l'étape b) et de ladite coupe hydrocarbonée désasphaltée DAO issue de l'étape c) subit, de préférence préalablement à l'étape optionnelle de distillation atmosphérique, une étape d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage en lit fixe, de manière à valoriser les différentes coupes hydrocarbonées produites et de préférence les coupes essence et distillat moyen et à en améliorer les qualités de produit.
L'étape optionnelle d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage en lit fixe peu avantageusement avoir lieu dans un ou plusieurs réacteurs ou dans un seul réacteur comprenant un ou plusieurs lits catalytiques. L'hydrocraquage en lit fixe du mélange constitué d'au moins une partie et de préférence la totalité de la fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C, de préférence supérieure à 350°C et de manière préférée, supérieure à 375°C issue de l'étape b) et de ladite coupe hydrocarbonée désasphaltée met en oeuvre une catalyse acide en présence d'hydrogène permettant avantageusement de convertir ledit mélange ne contenant pas ou très peu d'asphaltènes C7 et pas ou très peu de métaux. La présence d'azote et autres impuretés dans ledit mélange nécessite de préférence un prétraitement préalable à la catalyse acide pour éviter la désactivation du catalyseur.
Dans les procédés en lit fixe, on utilise de préférence au moins un lit fixe de catalyseur supporté d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage. Ces catalyseurs sont connus de l'homme du métier. On opère de préférence sous une pression absolue comprise entre 5 et 35 MPa et de manière préférée entre 10 et 20 MPa, à une température comprise avantageusement entre 300 et 500°C et de préférence entre 350 et 450°C. La WH et la pression partielle d'hydrogène sont choisies en fonction des caractéristiques de la charge à traiter et de la conversion souhaitée. de préférence, la WH est comprise entre 0,1 et 5h"' et de manière préférée, entre 0,15 et 2 h-1. La quantité d'hydrogène mélangé à la charge est de préférence comprise entre 100 et 1000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide et de manière préférée entre 500 et 3000 Nm3/m3.
Le catalyseur d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage présente avantageusement un fort pouvoir hydrogénant de façon à réaliser un raffinage profond, et à obtenir un abaissement important de la teneur en soufre, en carbone Conradson et de la teneur en asphaltènes C7. On peut de préférence employer l'un des catalyseurs décrits par la demanderesse dans les brevets EP-B-113297 et EP-B-113284. Dans le cas ou l'étape optionnelle d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage a lieu dans un seul réacteur comprenant un ou plusieurs lits et de préférence plusieurs lits catalytiques, on peut avantageusement placer en amont (par rapport à la circulation de la charge) du lit de catalyseur d'hydrocraquage, un lit d'un catalyseur d'hydrotraitement et de préférence d'hydrodésulfuration. Les catalyseurs d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage utilisés dans les différents lits catalytiques peuvent être identiques ou différents. Dans le cas où l'étape optionnelle d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage a lieu dans des réacteurs séparés et de préférence dans deux réacteurs, on peut avantageusement opérer dans le deuxième réacteur à température relativement basse c'est à dire sensiblement inférieure à la température de la première zone d'hydrodésulfuration ce qui va dans le sens d'une hydrogénation profonde et d'une limitation du cokage. Les catalyseurs d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage utilisés dans les différents réacteurs peuvent être identiques ou différents.
Le procédé selon l'invention vise donc à proposer un schéma dans lequel on optimise la conversion en séparant au préalable le résidu en différentes fractions, ces différentes fractions étant ensuite converties dans les procédés les plus adaptés. Il en résulte un gain substantiel en performances, la conversion étant maximisée et les rendements et qualités de produits en coupes légères étant améliorées. Le procédé selon l'invention permet ainsi de réaliser des économies en termes d'investissement initial, de coûts opératoires et de consommation de fluxant aromatique nécessaire pour véhiculer la phase asphalte.
Description de la figure 1.
La figure 1 illustre l'invention dans un mode de réalisation préféré. La charge constituée d'un pétrole brut ou d'une fraction d'hydrocarbures issue de la distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut et ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300 °C est envoyée via la conduite (1) dans une unité d'hydroconversion (2) opérant en lit bouillonnant.
L'effluent obtenu à l'issue de l'étape d'hydroconversion (sortant par la conduite 3) est séparé dans la zone de séparation (4). Dans la zone de séparation (4), les conditions sont généralement choisies de manière à ce que le point de coupe soit de 300°C, de préférence 350°C et de manière préférée 375°C, de manière à obtenir, sans étape de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire, une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 375°C via la conduite (6) et une fraction légère via la conduite (18), ladite fraction légère étant séparée des gaz légers (H2 et C1-C4) par passage dans un séparateur (17) permettant de récupérer de l'hydrogène qui est recyclé dans l'étape a) d'hydroconversion via la conduite (19) et une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 375°C via la conduite (5). La fraction liquide lourde est ensuite envoyée via la conduite (6) dans une unité de désasphaltage (7) pour obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) via la conduite (8) et de l'asphalte résiduel via la conduite (9).
La coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) est ensuite mélangée à la totalité de la fraction liquide légère (conduite (5)) issue de la zone de séparation (4) dans la conduite (9) et le mélange est ensuite envoyé successivement dans une unité d'hydrotraitement (10) puis dans une unité d'hydrocraquage (11). L'effluent issu de l'unité d'hydrocraquage est ensuite envoyé dans une colonne de distillation atmosphérique (12) de manière à récupérer les différentes coupes valorisables. La coupe essence est récupérée via la conduite (13), la coupe distillat moyen via la conduite (14) et une fraction plus lourde de charge hydroconvertie via la conduite (15).
Les exemples suivants illustrent l'invention sans en limiter la portée.
Exemples Exemple comparatif. Un résidu (RA) résultant de la distillation atmosphérique d'un brut Athabasca est distillé sous vide dans des conditions permettant d'obtenir un résidu sous vide dit "Straight Run" selon la terminologie anglo-saxonne (RSV SR) dont les principales caractéristiques sont présentées dans le tableau 1 ci-après. La charge est donc un résidu sous vide de brut (RSV SR) extra-lourd dont les propriétés sont les suivantes :35 Tableau 1 : composition du charge de l'unité d'hvdroconversion en lit bouillonnant Athabasca RSV SR Densité 1,048 Viscosité à 100 °C cSt 12600 Conradson Carbon %pds 20,5 C7 Asphaltenes %pds 14 C5 Asphaltenes %pds 25 Nickel + Vanadium ppm 432 Azote ppm 6200 Soufre %pds 5,72 La charge ci-dessus est envoyé en totalité dans une unité d'hydroconversion en présence d'hydrogène, ladite section comprenant au moins un réacteur triphasique contenant un catalyseur d'hydroconversion NiMo/alumine présentant une teneur en NiO de 4,5% poids et une teneur en MoO3 de 10 % poids, les pourcentages étant exprimés par rapport à la masse totale du catalyseur. La section fonctionne en lit bouillonnant fonctionnant à courant ascendant de liquide et de gaz. L'unité comporte deux réacteurs en série et est munie d'un séparateur inter-étage.
Les conditions appliquées dans l'unité d'hydroconversion sont les suivantes : VVHréacteur = 0.3 h -1 Ptot = 16 MPa T=410°C. Quantité d'hydrogène mélangée à la charge dans le premier réacteur= 630 Nm3/m3 Quantité d'hydrogène mélangée à la charge dans second réacteur= 190 Nm3/m3 Ces conditions opératoires permettent d'obtenir un effluent liquide à teneur réduite en carbone Conradson, en métaux et en soufre. L'effluent liquide hydroconverti est ensuite envoyé dans une zone de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire à la suite de laquelle on récupère une fraction distillat sous vide bouillant à une température comprise entre 375 et 524°C (DSV LB) et une fraction résidu sous vide bouillant à une température supérieure à 524°C (RSV LB) dont les rendements et qualités de produits sont données dans le tableau 2 ci dessous. Tableau 2 : rendements et qualités de produits des produits lourds en provenance du 5 lit bouillonnant DSV LB RSV LB (375-524°C) (524°C+) Rendement %pds 29,4 32,0 Densité 0,969 1,029 Viscosité à 100 °C cSt 14,1 2800 Conradson Carbon %pds 0,8 17,9 C7 Asphaltenes %pds < 500 ppm 6,5 Nickel + Vanadium ppm 4 119 Azote ppm 4600 7300 Soufre %pds 0,63 1,49 Le résidu sous vide (RSV LB) issu de la zone de distillation est ensuite avantageusement envoyé dans une section de désasphaltage dans laquelle il est traité dans un extracteur à l'aide du solvant butane dans des conditions de désasphaltage connues de l'homme du 10 métier permettant d'obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée, appelée DAO et de l'asphalte résiduel.
Les conditions appliquées dans l'unité de désasphaltage sont les suivantes : 15 Solvant : butane Ptot = 3 MPa Tmoyenne = 95°C. Ratio solvant/charge = 8 v/v 20 En sortie du désasphaltage, on obtient une coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) et un asphalte. La coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) et l'asphalte possèdent les caractéristiques suivantes : 25 Tableau 3 : composition du DAO et de l'asphalte DAO Asphalte Rendement %pds 49,1 50,9 Densité 0,993 1,066 Bille & Anneau °C - 181 Viscosité à 250 °C cSt - 17500 Viscosité à 100 °C cSt 220 - Conradson Carbon %pds 4,7 30,6 C7 Asphaltenes %pds 0,08 - Nickel + Vanadium ppm 2 232 Azote ppm 4200 10300 Soufre %pds 1,20 1,77 Le rendement en DAO obtenu est donc faible (inférieur à 50%). De plus, afin de pouvoir transporter l'asphalte, il est nécessaire de réduire de façon très importante la viscosité de cette coupe. Pour ce faire, une coupe aromatique appelée fluxant est généralement ajoutée. Parmi les fluxants, la coupe gazole LCO issue d'une unité de craquage catalytique est la plus utilisée. Afin de diminuer la viscosité de l'asphalte à 250°C jusqu'à 300 cSt, il est nécessaire d'ajouter 17% en masse de LCO par rapport l'asphalte, ce qui représente 2,9% en masse de LCO par rapport au RSV SR Athabasca de départ.
La coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) obtenue est ensuite mélangée avec la totalité, du distillat sous vide, appelé DSV LB issu de l'étape de distillation intermédiaire. Le mélange de la coupe DAO avec la totalité de la coupe DSV LB représente une coupe purifiée avec un rendement global de 45,1 %poids par rapport au résidu sous vide Athabasca de départ ayant les propriétés suivantes : Tableau 4 : composition du mélange DSV LB+DAO DSV LB+DAO (375°C+) Rendement global % 45,1 Densité 0,977 Viscosité à 100 °C cSt 30,2 Conradson Carbon pds% 2,2 C7 Asphaltenes pds% 0,05 Nickel +Vanadium ppm 3 Azote ppm 4500 Soufre pds% 0,83 Ce mélange peut ensuite être envoyé à une unité de post-traitement, telle qu'une unité de craquage catalytique ou une unité d'hydrocraquage. Le mélange obtenu peut ensuite subir une étape d'hydrotraitement suivie d'un étape d'hydrocraquage en lit fixe dans des conditions permettant de réduire en particulier sa teneur en métaux, en soufre et en carbone Conradson et d'obtenir après un nouvelle séparation par distillation atmosphérique une fraction gazeuse, un distillat atmosphérique que l'on peut scinder en une fraction essence et une fraction gazole et une fraction plus lourde appelé résidu atmosphérique.
Exemple selon l'invention.
La charge obtenue et décrite dans l'exemple précédent est envoyée en totalité dans une unité d'hydroconversion en présence d'hydrogène, ladite section comprenant au moins un réacteur triphasique contenant un catalyseur d'hydroconversion NiMo/alumine présentant une teneur en NiO de 4,5% poids et une teneur en MoO3 de 10 % poids, les pourcentages étant exprimés par rapport à la masse totale du catalyseur. La section fonctionne en lit bouillonnant à courant ascendant de liquide et de gaz. L'unité comporte deux réacteurs en série et est munie d'un séparateur inter-étage.
Les conditions appliquées dans l'unité d'hydroconversion sont les suivantes : WHréacteur = 0.3 h-1 Ptot = 16 MPa T = 410°C. Quantité d'hydrogène mélangée à la charge dans le premier réacteur= 630 Nm3/m3 Quantité d'hydrogène mélangée à la charge dans second réacteur= 190 Nm3/m3 Ces conditions opératoires permettent d'obtenir un effluent liquide à teneur réduite en carbone Conradson, en métaux et en soufre. L'effluent liquide hydroconverti est ensuite 30 envoyé dans une zone de séparation composé de deux ballons de flash en série pour obtenir une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 375°C et une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 375°C. 25 La fraction lourde bouillant à une température supérieure à 375°C contient une partie de la fraction gazole bouillant entre 250 et 375 °C, une fraction bouillant entre 375 et 524 °C appelé distillat sous vide (DSV) et une fraction bouillant à une température supérieure à 524°C appelée résidu sous vide non converti (RSV). La composition de la fraction lourde bouillant à une température supérieure à 375°C est décrite dans le tableau 5 ci dessous. Tableau 5 : composition de la fraction lourde bouillant à une température supérieure à 375°C Fraction lourde (375°C+) Rendement %pds 63,1 Densité 0,996 Viscosité à 100 °C cSt 92,3 Conradson Carbon %pds 9,4 C7 Asphaltenes %pds 3,3 Nickel + Vanadium ppm 62 Azote ppm 5900 Soufre %pds 1,06 La totalité de la fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 375°C issue de l'étape de séparation est désasphaltée, sans étape de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire pour obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduelle. Étant donné que cette coupe est beaucoup plus légère que le RSV classiquement obtenu, le désasphaltage peut être réalisé en utilisant un solvant plus lourd et en sévérisant les conditions opératoires. Les conditions appliquées dans l'unité de désasphaltage sont les suivantes : Solvant : n-pentane 20 Pm=3MPa Tmoyenne = 160°C. Ratio solvant/charge = 6 v/v En sortie du désasphaltage, on obtient une coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) et un asphalte. La coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) et l'asphalte possèdent les caractéristiques suivantes : Tableau 6 : composition du DAO et de l'asphalte DAO Asphalte Rendement %pds 81,6 18,4 Densité 0,977 1,091 Bille & Anneau °C - 179 Viscosité à 250 °C cSt - 14900 Viscosité à 100 °C cSt 30,9 - Conradson Carbon %pds 3,8 34,5 C7 Asphaltenes %pds 0,10 - Nickel + Vanadium ppm 4 315 Azote ppm 4100 13800 Soufre %pds 0,95 1,54 Le rendement en DAO obtenu est donc élevé: 81,6%. Afin de pouvoir transporter l'asphalte, il est nécessaire de réduire de façon très importante la viscosité de cette coupe. Afin de diminuer la viscosité de l'asphalte à 250°C jusqu'à 300 cSt, il est nécessaire d'ajouter 17% en masse de LCO par rapport l'asphalte, ce qui représente dans le procédé selon l'invention seulement 2,0% en poids de LCO par rapport au RSV SR Athabasca de départ.
La coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) ainsi obtenue représente une coupe purifiée avec un rendement global de 51,5 %poids par rapport au résidu sous vide Athabasca de départ. Cette coupe peut ensuite être envoyée à une unité de post-traitement, telle qu'une unité de craquage catalytique ou une unité d'hydrocraquage. L'huile désasphaltée obtenue peut subir ensuite une étape d'hydrotraitement suivie d'un étape d'hydrocraquage en lit fixe dans des conditions permettant de réduire en particulier sa teneur en métaux, en soufre et en carbone Conradson et d'obtenir après une nouvelle séparation par distillation atmosphérique une fraction gazeuse, un distillat atmosphérique que l'on peut scinder en une fraction essence et une fraction gazole et une fraction plus lourde appelé résidu atmosphérique.
Les avantages du procédé selon l'invention sont donc multiples : premièrement, le procédé de l'invention prépare une quantité plus importante d'une fraction lourde qui peut ensuite être traité par un procédé de post-traitement de type hydrotraitement et/ou hydrocraquage en lit fixe et/ou craquage catalytique. En effet, par rapport à un enchaînement classique d'une unité d'hydroconversion en lit bouillonnant avec une unité de désasphaltage, le rendement de cette fraction lourde produite est de 51,5 %poids par rapport au résidu sous vide Athabasca de départ au lieu de 45,1 %poids par rapport au résidu sous vide Athabasca de départ, soit une augmentation de 14% en relatif. Les qualités de cette fraction lourde produite sont très similaires à celles obtenues par le mélange de VGO et DAO dans l'enchaînement classique. On obtient en effet une même densité, viscosité et teneur en métaux, une teneur en soufre, carbone Conradson et asphaltènes C7 légèrement en recul, mais une plus faible teneur en azote, cette dernière étant une valeur importante et contraignante pour les procédés de post-traitement en aval, tels que l'hydrocraquage en lit fixe et le craquage catalytique. Deuxièmement, l'investissement initial est également réduit étant donné que l'étape de distillation atmosphérique intermédiaire et l'étape de distillation sous vide intermédiaire mises en oeuvre entre ces deux unités ont été remplacées par des opérations unitaires moins sophistiquées, conduisant à une réduction du nombre des équipements. L'intégration thermique peut également être améliorée en optimisant le réseau d'échangeurs. Finalement, le coût opératoire du procédé a également été réduit en termes de consommation de fluxant nécessaire pour le transport de l'asphalte. En effet, dans l'exemple selon l'invention, seulement 2,0% en masse de LCO par rapport au RSV Athabasca de départ est nécessaire au lieu de 2,9% en masse de LCO par rapport au RSV Athabasca de départ dans le cas de l'enchaînement classique, soit une réduction de 30% dans la consommation du fluxant.

Claims (10)

  1. REVENDICATIONS, 1. Procédé de conversion de pétrole brut ou de la fraction lourde d'hydrocarbures issue de la distillation atmosphérique ou sous vide d'un pétrole brut et ayant une température initiale d'ébullition d'au moins 300 °C dans lequel ledit procédé comprend les étapes suivantes : a) hydroconversion d'au moins une partie de ladite charge en présence d'hydrogène dans au moins un réacteur triphasique, ledit réacteur contenant au moins un catalyseur d'hydroconversion et fonctionnant en lit bouillonnant, à courant ascendant de liquide et de gaz et comportant au moins un moyen de soutirage dudit catalyseur hors dudit réacteur et au moins un moyen d'appoint de catalyseur frais dans ledit réacteur, dans des conditions permettant d'obtenir une charge liquide à teneur réduite en carbone Conradson, en métaux, en soufre et en azote, b) séparation de l'effluent issu de l'étape a) pour obtenir une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C et une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C, c) désasphaltage d'au moins une partie de la fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C issue de l'étape b) pour obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée et de l'asphalte résiduelle.
  2. 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel ladite charge est constituée de fractions d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,5 %, poids, une teneur en carbone Conradson d'au moins 5% poids, une teneur en asphaltènes C7 d'au moins 1% poids, une teneur en métaux d'au moins 20 ppm.
  3. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2 dans lequel l'étape a) d'hydroconversion opère sous une pression absolue comprise entre 2 et 35 MPa, à une température comprise entre 300 et 550 °C, à une vitesse spatiale horaire (WH) comprise entre 0,1 h-1 et 10 h-1 et sous une quantité d'hydrogène mélangée à la charge est de préférence comprise entre 50 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.
  4. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3 dans lequel le catalyseur d'hydroconversion est un catalyseur comprenant un support alumine et au moins un métal du groupe VIII choisi parmi le nickel et le cobalt, ledit élément du groupe VIII étant utilisé en association avec au moins un métal du groupe VIB choisi parmi le molybdène et le tungstène.35
  5. 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4 dans lequel l'effluent issu de l'étape a) subit une étape de séparation b) pour obtenir une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure 350°C et une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 350°C.
  6. 6. Procédé selon la revendication 5 dans lequel l'effluent issu de l'étape a) subit une étape de séparation pour obtenir une fraction liquide légère bouillant à une température inférieure 375°C et une fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 375°C. 10
  7. 7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6 dans lequel l'étape de séparation b) est réalisée par un ou plusieurs ballons de flash en série.
  8. 8.. Procédé selon la revendication 7 dans lequel par l'étape de séparation b) est réalisée un enchaînement de deux ballons de flash successifs.
  9. 9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8 dans lequel la fraction liquide lourde bouillant à une température supérieure à 300°C, subit une étape c) de désasphaltage, sans étape de distillation atmosphérique et sous vide intermédiaire préalable, pour obtenir une coupe hydrocarbonée désasphaltée, appelée DAO et de l'asphalte résiduelle. 20
  10. 10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9 dans lequel le mélange constitué d'au moins une partie de la fraction liquide légère bouillant à une température inférieure à 300°C, issue de l'étape b) et de ladite coupe hydrocarbonée désasphaltée issue de l'étape c) subit une étape d'hydrotraitement et/ou d'hydrocraquage en lit fixe. 15 25
FR1003560A 2010-09-07 2010-09-07 Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion Active FR2964386B1 (fr)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1003560A FR2964386B1 (fr) 2010-09-07 2010-09-07 Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion
US13/226,626 US8778169B2 (en) 2010-09-07 2011-09-07 Residue conversion process that includes a deasphalting stage and a hydroconversion stage

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1003560A FR2964386B1 (fr) 2010-09-07 2010-09-07 Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR2964386A1 true FR2964386A1 (fr) 2012-03-09
FR2964386B1 FR2964386B1 (fr) 2013-09-13

Family

ID=43759371

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR1003560A Active FR2964386B1 (fr) 2010-09-07 2010-09-07 Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion

Country Status (2)

Country Link
US (1) US8778169B2 (fr)
FR (1) FR2964386B1 (fr)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2999599A1 (fr) * 2012-12-18 2014-06-20 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desaphaltage selectif avec recyclage de l'huile desasphaltee
EP2947133A1 (fr) * 2014-05-21 2015-11-25 IFP Energies nouvelles Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en amont de l'etape de conversion
WO2019121074A1 (fr) 2017-12-21 2019-06-27 IFP Energies Nouvelles Procede ameliore de conversion de residus integrant des etapes d'hydroconversion profonde et une etape de desasphaltage

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9359565B2 (en) * 2013-01-16 2016-06-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Field enhanced separation of hydrocarbon fractions
US9650312B2 (en) 2013-03-14 2017-05-16 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and hydrotreating
US20140330057A1 (en) * 2013-05-02 2014-11-06 Shell Oil Company Process for converting a biomass material
WO2016096982A1 (fr) * 2014-12-17 2016-06-23 Haldor Topsøe A/S Procédé de conversion d'un flux d'hydrocarbures
CN110753744A (zh) 2017-06-15 2020-02-04 沙特***石油公司 将富碳烃转化为贫碳烃
US10723963B2 (en) 2017-08-29 2020-07-28 Saudi Arabian Oil Company Integrated residuum hydrocracking and hydrofinishing
FR3075809B1 (fr) 2017-12-21 2020-09-11 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges lourdes d’hydrocarbures avec recycle d’une huile desasphaltee
WO2020177652A1 (fr) 2019-03-04 2020-09-10 中国石油化工股份有限公司 Procédé et système de production d'oléfine légère à partir d'une huile pauvre

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4591426A (en) * 1981-10-08 1986-05-27 Intevep, S.A. Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
FR2753982A1 (fr) * 1996-10-02 1998-04-03 Inst Francais Du Petrole Procede catalytique en plusieurs etapes de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures
FR2753984A1 (fr) * 1996-10-02 1998-04-03 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures impliquant une hydrodemetallisation en lit bouillonnant de catalyseur

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7618530B2 (en) * 2006-01-12 2009-11-17 The Boc Group, Inc. Heavy oil hydroconversion process

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4591426A (en) * 1981-10-08 1986-05-27 Intevep, S.A. Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
FR2753982A1 (fr) * 1996-10-02 1998-04-03 Inst Francais Du Petrole Procede catalytique en plusieurs etapes de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures
FR2753984A1 (fr) * 1996-10-02 1998-04-03 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures impliquant une hydrodemetallisation en lit bouillonnant de catalyseur

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2999599A1 (fr) * 2012-12-18 2014-06-20 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desaphaltage selectif avec recyclage de l'huile desasphaltee
EP2947133A1 (fr) * 2014-05-21 2015-11-25 IFP Energies nouvelles Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en amont de l'etape de conversion
FR3021326A1 (fr) * 2014-05-21 2015-11-27 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en amont de l'etape de conversion.
WO2019121074A1 (fr) 2017-12-21 2019-06-27 IFP Energies Nouvelles Procede ameliore de conversion de residus integrant des etapes d'hydroconversion profonde et une etape de desasphaltage

Also Published As

Publication number Publication date
US8778169B2 (en) 2014-07-15
US20120061293A1 (en) 2012-03-15
FR2964386B1 (fr) 2013-09-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3271441B1 (fr) Procédé amélioré de conversion de charges hydrocarbonnées lourdes
FR2964386A1 (fr) Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d&#39;hydroconversion
EP3018188B1 (fr) Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape d&#39;hydrotraitement en lit fixe, une etape d&#39;hydrocraquage en lit bouillonnant, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments
EP3077483B1 (fr) Procede de conversion d&#39;une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en cascade avec recyclage d&#39;une coupe desasphaltee
FR2964387A1 (fr) Procede de conversion de residu integrant une etape de desasphaltage et une etape d&#39;hydroconversion avec recycle de l&#39;huile desasphaltee
EP3303523B1 (fr) Procede de conversion de charges comprenant une etape d&#39;hydrotraitement, une etape d&#39;hydrocraquage, une etape de precipitation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls
WO2015091033A1 (fr) Nouveau procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre et en sediments
EP3728518B1 (fr) Procédé de conversion de charges lourdes d&#39;hydrocarbures avec recyclage d&#39;une huile désasphaltée
FR2910487A1 (fr) Procede de conversion de residus incluant 2 desasphaltages en serie
EP3018189B1 (fr) Procede de conversion de charges petrolieres comprenant une etape de viscoreduction, une etape de maturation et une etape de separation des sediments pour la production de fiouls a basse teneur en sediments
CA2891129C (fr) Procede de conversion d&#39;une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif avec recycle de l&#39;huile desasphaltee
WO2019134811A1 (fr) Procede d&#39;hydrocraquage deux etapes comprenant au moins une etape de separation haute pression a chaud
EP4041847A1 (fr) Procede de production d&#39;olefines comprenant un desasphaltage, une hydroconversion, un hydrocraquage et un vapocraquage
EP3999613A1 (fr) Procede de production d&#39;olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage
WO2012085408A1 (fr) Procede de conversion de charge hydrocarbonee comprenant une huile de schiste par decontamination, hydroconversion en lit bouillonnant, et fractionnement par distillation atmospherique
FR3084372A1 (fr) Procede de traitement d&#39;une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, deux desasphaltages et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l&#39;asphalte
FR3084371A1 (fr) Procede de traitement d&#39;une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, un desasphaltage et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l&#39;asphalte
EP1312661B1 (fr) Procédé de conversion de fractions lourdes petrolieres incluant un lit bouillonnant pour produire des distillats moyens de faible teneur en soufre
WO2021089477A1 (fr) Procede de production d&#39;olefines comprenant un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage
WO2023241930A1 (fr) Procédé d&#39;hydrocraquage avec gestion du recyclage optimisée pour la production de naphta
WO2020249498A1 (fr) Procede de production d&#39;olefines comprenant un hydrotraitement, un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage
WO2016192893A1 (fr) Procédé de conversion de charges comprenant une étape de viscoréduction, une étape de précipitation et une étape de séparation des sédiments pour la production de fiouls

Legal Events

Date Code Title Description
PLFP Fee payment

Year of fee payment: 7

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 8

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 9

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 10

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 11

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 12

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 13

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 14