FR3038906B1 - Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee contenant de l'hydrogene et des hydrocarbures - Google Patents

Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee contenant de l'hydrogene et des hydrocarbures Download PDF

Info

Publication number
FR3038906B1
FR3038906B1 FR1501494A FR1501494A FR3038906B1 FR 3038906 B1 FR3038906 B1 FR 3038906B1 FR 1501494 A FR1501494 A FR 1501494A FR 1501494 A FR1501494 A FR 1501494A FR 3038906 B1 FR3038906 B1 FR 3038906B1
Authority
FR
France
Prior art keywords
effluent
liquid
gaseous
phase
hydrocarbons
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.)
Active
Application number
FR1501494A
Other languages
English (en)
Other versions
FR3038906A1 (fr
Inventor
Alexandre Pagot
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 FR1501494A priority Critical patent/FR3038906B1/fr
Priority to BR102016015090-6A priority patent/BR102016015090B1/pt
Priority to RU2016128746A priority patent/RU2715180C2/ru
Priority to US15/210,325 priority patent/US20170015913A1/en
Priority to CN201610557564.4A priority patent/CN106350107B/zh
Publication of FR3038906A1 publication Critical patent/FR3038906A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR3038906B1 publication Critical patent/FR3038906B1/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
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
    • C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
    • C10G11/182—Regeneration
    • 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
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/10—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with stationary catalyst bed
    • 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
    • C10G49/22—Separation of effluents
    • 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
    • C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
    • C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
    • C10G53/08—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one sorption step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/12—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 polymerisation or alkylation step
    • C10G69/126—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 polymerisation or alkylation step polymerisation, e.g. oligomerisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
    • 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
    • C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/06—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by gas-liquid contact
    • 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
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

La présente invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures incluant des hydrocarbures en C1 à C4, comprenant les étapes suivantes : • on sépare la charge hydrocarbonée en une phase gazeuse (6) et une phase liquide contenant des hydrocarbures (4); • on refroidit la phase liquide (4) issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 45°C au moyen d'un dispositif de refroidissement (15); • on réalise un premier recontactage de la phase liquide (4) refroidie avec la phase gazeuse (6) dans une colonne (16) à contre-courant de manière à récupérer un premier effluent gazeux (17) riche en hydrogène et un premier effluent liquide d'hydrocarbures (18); dans lequel avant l'étape de refroidissement, on pré-refroidit la phase liquide issue de l'étape a) par échange thermique dans un échangeur (11) alimenté avec le premier effluent gazeux et/ou le premier effluent liquide d'hydrocarbures issus de l'étape c).

Description

La présente invention concerne le domaine des traitements des effluents d’unités de conversion ou de raffinage pétrolières ou pétrochimiques qui comprennent à la fois de l'hydrogène et des hydrocarbures tels que : méthane, éthane, propane, butane, des fractions d'hydrocarbures ayant de 5 à 11 atomes de carbone (désignées par C5 - Ο14), et optionnellement des hydrocarbures plus lourds tels que des hydrocarbures ayant entre 12 et 30 atomes de carbone (Ci2- C30) voire plus, souvent en faible quantité.
Il peut s'agir notamment du traitement d'un effluent de reformage catalytique ou d'aromatisation de fractions ayant un intervalle de distillation dans le domaine de l'essence (ayant essentiellement de 6 à 11 atomes de carbone), qui permet de fournir un reformat aromatique, un gaz riche en hydrogène et un gaz de pétrole liquéfié (ou "GPL") comprenant essentiellement des hydrocarbures à trois ou quatre atomes de carbone (propane et/ou propylène et/ou butane et/ou butènes et/ou butadiène, ainsi que leurs mélanges). La présence des hydrocarbures en C3 et C4 dans les effluents du reformage catalytique est notamment liée aux réactions d'hydrocraquage qui ont lieu de façon concomitante avec les réactions de déshydrogénation. L'invention est également applicable à des effluents de déshydrogénation, par exemple de butane, ou de pentane, ou d'hydrocarbures supérieurs, par exemple des fractions comprenant essentiellement des hydrocarbures ayant de 10 à 14 atomes de carbone, dont les oléfines sont utilisées en aval pour la fabrication d'alkyl-benzènes linéaire.
Le procédé selon l'invention peut également s'appliquer à l'hydrotraitement (et/ou hydrodésulfuration et/ou hydrodémétallisation et/ou hydrogénation totale ou sélective) de toutes coupes hydrocarbonées telle que naphta, essence, kérosène, gasoil léger, gasoil lourd, distillât sous vide, résidu sous vide. De façon plus générale, il est applicable à tout effluent comprenant de l'hydrogène, des hydrocarbures légers (méthane et/ou éthane), des hydrocarbures en C3 et C4 et ainsi que des hydrocarbures plus lourds.
Etat de la technique
On connaît dans l'état de la technique le document US 4,673,488 qui divulgue un procédé pour récupérer des hydrocarbures légers d'un effluent réactionnel contenant de l'hydrogène issu d'une réaction de conversion d'une charge d'hydrocarbures qui comprend: • le passage de l'effluent partiellement condensé comprenant des hydrocarbures C5+, du méthane, de l'éthane, du propane, du butane et de l'hydrogène dans un zone de séparation vapeur-liquide qui comprend au moins deux séparateurs vapeur-liquide et dans lequel au moins une étape de recontactage vapeur-liquide est effectuée; • la séparation de l'effluent obtenu après la zone de séparation vapeur-liquide en un flux de gaz riche en hydrogène et un flux d'hydrocarbures liquides; • le passage du flux d'hydrocarbures liquides dans une zone de fractionnement comprenant au moins une colonne de fractionnement de manière à récupérer un flux d'hydrocarbures lourds, un flux de vapeur de tête, et un flux liquide de tête; et • le recyclage d'une partie du courant de vapeur de tête dans ladite zone de séparation vapeur-liquide.
On connaît également le document FR 2 873 710 qui décrit un procédé pour le traitement d'une charge hydrocarbonée comprenant une phase liquide hydrocarbonée et une phase gazeuse riche en hydrogène, dans lequel : a) on sépare la charge en un liquide et un gaz, b) on comprime une partie au moins du gaz, qui est mis ensuite en contact avec une partie au moins du liquide de manière à récupérer un liquide et un gaz riche en hydrogène, c) on fractionne ensuite le liquide issu de l'étape b) pour obtenir au moins : un liquide stabilisé sensiblement exempt de LPG et de produits plus légers, un effluent liquide léger comprenant essentiellement du LPG et un courant gazeux qui est au moins en partie recyclé, et dans lequel au moins l’un des courants gazeux issus de l'étape a) ou de l'étape c) est contacté à contre-courant par un liquide non stabilisé issu des étapes a) ou b). Le liquide non stabilisé est sous-refroidi d’au moins 10 °C en dessous de son point de bulle à la pression de contactage.
Le terme «stabilisé», pour un reformat (ou un autre liquide stabilisé selon l’invention) désigne un reformat (ou autre liquide) ayant été distillé pour éliminer la plus grande partie, et généralement sensiblement la totalité des composés à 4 atomes de carbone ou moins (C4 ).
Un but de l'invention est de fournir un procédé permettant de maximiser la récupération de l’hydrogène et des hydrocarbures en C3 et C4 qui peuvent être mieux valorisés par rapport à une simple consommation comme combustibles dans la raffinerie et qui est plus économique du point de vue énergétique. Résumé de l’invention
La présente invention concerne donc un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures incluant des hydrocarbures en C1 à C4, comprenant les étapes suivantes : a) on sépare la charge hydrocarbonée en une phase gazeuse et une phase liquide contenant des hydrocarbures; b) on refroidit la phase liquide issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 45°C au moyen d'un dispositif de refroidissement; c) on réalise un premier recontactage de la phase liquide refroidie avec la phase gazeuse dans une colonne à contre-courant de manière à récupérer un premier effluent gazeux riche en hydrogène et un premier effluent liquide d'hydrocarbures; d) on réalise un second recontactage de l'effluent liquide d'hydrocarbures avec un gaz de recycle et on sépare un second effluent gazeux enrichi en hydrocarbures C1 et C2 et un second effluent liquide d'hydrocarbures; e) on fractionne le second effluent liquide d'hydrocarbures issue de l'étape d) dans une colonne de fractionnement de manière à séparer une fraction gazeuse de tête et une fraction liquide de fond contenant des hydrocarbures ayant plus de 4 atomes de carbone; f) on condense la fraction gazeuse de tête issue de l'étape e) et on sépare une phase liquide contenant majoritairement des hydrocarbures en C3 et C4 et une phase gazeuse qui est recyclée à l'étape d), dans lequel avant l'étape b) de refroidissement, on pré-refroidit la phase liquide issue de l'étape a) par échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec le premier effluent gazeux et/ou le premier effluent liquide d'hydrocarbures issus de l'étape c).
Le terme "recontactage" désigne une opération qui permet d’extraire des composés contenus dans une phase gazeuse au moyen d’une phase liquide qui a un pouvoir absorbant grâce à une mise en contact entre les deux phases. Par exemple un recontactage peut être assuré en réalisant un contact direct par mélange en ligne des phases liquide et gazeuse ou dans un dispositif de recontactage dédié à l'opération unitaire.
Le procédé selon l'invention utilise de façon avantageuse les frigories contenus dans les effluents gazeux ou liquide générés à l'étape de reconcactage effectuée dans une colonne de recontactage (ou d'absorption) pour pré-refroidir la phase liquide d'hydrocarbures avant que cette dernière ne subisse un refroidissement qui permet d'atteindre la température désirée pour l'étape de recontactage. L'intégration thermique permet ainsi de réduire de manière notable la consommation en utilité froide et donc la consommation globale en énergie du procédé. Cette intégration thermique est d'autant plus avantageuse que la phase liquide d'hydrocarbures doit être refroidie à une température inférieure ou égale à 10°C, ce refroidissement nécessitant alors la mise en œuvre d'un groupe frigorifique qui est un appareillage énergivore.
Selon un mode de réalisation, avant l'étape b) de refroidissement, la phase liquide issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec le premier effluent gazeux froid issu de la colonne de recontactage (ou d’absorption) et la phase gazeuse issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec le premier effluent liquide d'hydrocarbures froid issu cette même colonne de recontactage.
Alternativement, avant l'étape b) de refroidissement, la phase liquide issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec l’effluent liquide d'hydrocarbures froid issu de la colonne de recontactage et la phase gazeuse issue de l'étape a) subit un échange de chaleur dans un échangeur alimenté avec l’effluent gazeux froid issu de la colonne de recontactage.
Ces modes de réalisation améliorent l'intégration thermique du procédé en utilisant avantageusement les frigories des premiers effluents gazeux et liquide (issus de l'étape de recontactage c)) pour pré-refroidir les phases gazeuses et liquides impliquées dans l'étape c)
Dans un mode de réalisation, on refroidit la phase liquide issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 0°C au moyen d'un dispositif de refroidissement.
Selon un autre mode de réalisation, on refroidit la phase gazeuse issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 0°C au moyen d'un dispositif de refroidissement, étant entendu que ladite étape de refroidissement de la phase gazeuse est réalisée après l'étape d'échange de chaleur si cette dernière existe.
Selon un mode de réalisation préféré, une partie ou la totalité du second effluent gazeux enrichi en hydrocarbures C1 et C2 est recyclée avant la première étape de recontactage. De préférence, le second effluent gazeux est mélangé avec la phase gazeuse issue de l'étape a) avant la première étape de recontactage. Le recyclage du second effluent gazeux à la première étape de recontactage permet notamment d'améliorer le rendement de récupération des composés en C3 et C4 mais également de celui de l’hydrogène.
De préférence, la séparation effectuée à l'étape d) est réalisée au moyen d'un ballon de séparation.
La première étape de recontactage (étape c)) est généralement effectuée à une température comprise entre -20 et 55°C, de préférence à une température comprise entre -10 et 10°C.
La première étape de recontactage est effectuée à une pression comprise entre 1,6 et 4 MPa.
De préférence, la seconde étape de recontactage (étape d)) est effectuée à une température comprise entre 10 et 55°C. De préférence, la température de la seconde étape de recontactage n’est pas contrôlée et résulte de l’équilibre thermodynamique après mélange de la phase gazeuse issue de l’étape de stabilisation e) et du liquide issue de la phase de recontactage dans la colonne (étape c).
De préférence, la colonne utilisée pour le recontactage à contre-courant comprend entre 5 et 15 plateaux théoriques.
Le procédé selon l'invention est de préférence mis en œuvre pour traiter une charge hydrocarbonée qui est un effluent d'un procédé de reformage catalytique.
Description détaillée de l'invention
Les autres caractéristiques et avantages de l'invention vont apparaître à la lecture de la description qui va suivre, donnée à titre uniquement illustratif et non limitatif, et en référence aux dessins des figures suivante: • la figure 1 est un schéma de principe du procédé selon l'invention selon un premier mode de réalisation; • la figure 2 est un schéma de principe du procédé selon l'invention selon un second mode de réalisation; • la figure 3 est un schéma de principe d'un procédé non-conforme à l'invention, représentant un cas particulier décrit dans le brevet FR 2 873 710.
Les éléments semblables sont généralement désignés pas des signes de référence identiques. En outre les lignes ou les blocs en pointillé désignent des éléments facultatifs.
La charge qui est traitée par le procédé est par exemple un effluent d'une unité de reformage catalytique, des effluents de déshydrogénation, par exemple de butane, ou de pentane, ou d'hydrocarbures supérieurs, par exemple des fractions comprenant essentiellement des hydrocarbures ayant de 10 à 14 atomes de carbone, dont les oléfines sont utilisées en aval pour la fabrication d'alkyl-benzènes linéaires (appelés communément LAB).
Le procédé selon l'invention peut également s'appliquer à des effluents d'unités d'hydrotraitement (hydrodésulfuration, hydrodémétallisation, hydrogénation totale ou sélective) de toutes coupes hydrocarbonées telles que naphta, essence, kérosène, gasoil léger, gasoil lourd, distillât sous vide, résidu sous vide. De façon plus générale, il est applicable à tout effluent comprenant de l'hydrogène, des hydrocarbures légers (méthane et/ou éthane), des LPG (propane et/ou butane) ainsi que des hydrocarbures plus lourds.
De préférence, le procédé selon l'invention permet de traiter des effluents issus d'unités de reformage catalytique.
En référence à la figure 1, la charge hydrocarbonée contenant une phase gazeuse comprenant de l'hydrogène et une phase d'hydrocarbures incluant des hydrocarbures en C1, C2, C3 et C4 est envoyée par la ligne 1 dans une dispositif de séparation gaz-liquide 2 qui peut être un ballon séparateur gaz-liquide connu de l'homme du métier.
Le dispositif de séparation 2 permet de récupérer une phase gazeuse 3 et une phase liquide d'hydrocarbures 4, respectivement en tête et en fond dudit dispositif 2. Comme indiqué à la figure 1, la fraction gazeuse 3 de tête qui contient majoritairement de l'hydrogène et des hydrocarbures légers en C1, C2, C3 et C4 peut être divisée en deux flux 5 et 6. Le flux 5 est recyclé comme gaz de recycle dans une unité réactionnelle situé en amont, par exemple une unité de reformage catalytique. Quant au flux de gaz 6, il est comprimé au moyen du compresseur 7 et ensuite envoyé dans un système de refroidissement 8. Le gaz 6 est typiquement comprimé à une pression comprise entre 0,6 et 1,0 MPa.
Le gaz 6 comprimé est éventuellement mélangé avec un gaz de recycle, amené par la ligne 25, dont l'origine est détaillée ci-dessous. Le gaz ou le mélange de gaz est refroidi par exemple à une température inférieure à 55°C. Le gaz ou le mélange de gaz issu du système de refroidissement 8 (par exemple un refroidisseur à air ou à eau) est transféré dans un ballon séparateur pour récupérer un gaz 10 épuré en hydrocarbures liquides qui ont condensé par refroidissement.
Le gaz refroidi 10 est comprimé au moyen du compresseur 7 à une pression généralement comprise entre 1,6 et 4,0 MPa.
Le gaz 10 comprimé est soumis à une étape de recontactage à basse température en présence de la phase liquide d'hydrocarbures 4 issue du dispositif de séparation gaz-liquide 2. Comme représenté sur la figure 1, le gaz comprimé est d'abord pré-refroidi au moyen d'un refroidisseur (à air ou à eau) 12, puis subit un échangeur thermique indirect au moyen d'un échangeur 13 qui est alimenté par un flux froid décrit ci-après. Le gaz peut ensuite être avantageusement refroidi au moyen d'un dispositif de refroidissement (non représenté), par exemple un groupe de réfrigération ("Chiller" selon la terminologie anglo-saxonne) afin de porter le gaz à une température inférieure ou égale à 0°C.
Selon l'invention, la phase liquide d'hydrocarbures 4 est employée comme liquide absorbant dans l'étape de recontactage. Ainsi la phase liquide d'hydrocarbures 4 est d'abord prérefroidie par échange thermique indirect, via un échangeur 11 qui est alimenté par un flux froid décrit ci-après. La phase liquide d'hydrocarbures 4 pré-refroidie est ensuite refroidie à une température inférieure ou égale à 45°C au moyen d'un dispositif de refroidissement 15. On peut utiliser différents types de moyen de refroidissement en fonction de la température désirée. Par exemple on met en œuvre un refroidisseur à air ou à eau lorsque que la température visée est comprise entre 20 et 45°C. On privilégiera l'emploi un groupe de réfrigération ("Chiller" selon la terminologie anglo-saxonne) lorsque l'on cherche à refroidir la phase liquide d'hydrocarbures à une température inférieure ou égale à 20°C, de préférence à une température comprise entre -10 et 20°C.
Le gaz 10 et la phase liquide d'hydrocarbures 4 refroidie sont mis en contact à contre-courant dans une colonne 16 de recontactage (ou d'absorption) qui peut comporter des plateaux perforés ou à calotte, ou tout autre plateau de contactage ou bien être garnie d'éléments de garnissage structurés ou non (anneaux pall, raschig ou autres). La colonne peut par exemple avoir un nombre de plateaux théorique de séparation compris entre 5 et 15, de préférence compris entre 7 et 10. Le recontactage consiste à réaliser une absorption des hydrocarbures en C1 à C4 présents dans le gaz au moyen de la phase liquide d'hydrocarbures refroidie. De manière générale, en fonction de la température des phases gazeuse et liquide qui sont mis en contact dans la colonne, l'étape de recontactage est réalisée à une température comprise entre -20 et 55°C, de préférence comprise entre -10 et 10°C.
De la colonne de recontactage 16, qui est généralement opérée à une pression comprise entre 1,6 et 4,0 MPa, on soutire un effluent gazeux riche en hydrogène par la ligne 17. L'effluent gazeux froid est utilisé comme fluide thermique pour l'échangeur 11 qui réalise un échange thermique indirect avec la phase liquide d'hydrocarbures 4, comme décrit plus-haut. L'effluent liquide froid évacué par le fond de la colonne 16 par la ligne 18 est également employé comme fluide thermique afin d'alimenter l'échangeur 13 pour pré-refroidir la phase gazeuse 10. L'utilisation de fluides froids issus de l’étape de recontactage permet de réduire notablement la consommation énergétique des dispositifs de refroidissement 14 et 15 et en particulier du dispositif de refroidissement 15 qui est nécessaire pour réaliser un refroidissement de la phase liquide d'hydrocarbures afin d'augmenter sa capacité d'absorption pour être utilisée comme fluide liquide de recontactage.
Le gaz riche en hydrogène 17 est évacué de l'unité de traitement par la ligne 19 après éventuellement passage à travers un lit de garde 20 ("Guard bed" selon la terminologie anglo-saxonne) afin d'adsorber le chlore présent dans le gaz lorsque la charge hydrocarbonée traitée par le procédé est un effluent de reformage catalytique
Selon le procédé, l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16 est utilisé comme fluide de recontactage dans une seconde étape de recontactage qui consiste à mettre en contact ledit effluent liquide avec un fluide gazeux de recycle apporté par la ligne 21, afin d'améliorer la récupération de composés en C3 et C4 (GPL) et évacuer le méthane et l'éthane du procédé.
Comme indiqué sur la figure 1, le second recontactage est réalisée par contact direct en mélange en ligne de l'effluent liquide 18 avec le gaz de recycle 21. La seconde étape de recontactage est réalisée à une température supérieure à celle de la première étape de recontactage, qui est généralement comprise entre 10 et 55°C. Cette température résulte de l’équilibre thermodynamique de l’absorption du liquide 18 et de la vapeur 21. De préférence aucun moyen de contrôle de la température (par exemple du type échangeur de chaleur) n’est utilisé.
Le mélange gaz/liquide est transféré par la ligne 22 dans un ballon séparateur 23 qui est opéré de manière à maximiser la récupération dans le gaz de tête de l’hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2. L'effluent gazeux contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2 est soutiré par la ligne 24 pour être recyclé en totalité ou en partie dans le procédé par la ligne 25. La partie de l'effluent gazeux contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2 qui n'est pas recyclée, est évacuée du procédé par la ligne 26. Cet effluent gazeux peut être utilisé notamment comme gaz combustible dans la raffinerie.
Le recyclage, en totalité ou en partie, de l'effluent gazeux contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures en C1 et C2 en amont de la première étape de recontactage, par exemple comme indiqué sur la figure 1 en mélange avec le gaz 6 comprimé issu du ballon séparateur 2 a pour effet avantageux d'améliorer le rendement de récupération de l'hydrogène lors de la première étape de recontactage.
En référence à la figure 1, par le fond du ballon de séparation 23, on récupère un effluent liquide 27 contenant essentiellement des hydrocarbures ayant trois et plus de trois atomes de carbone (C3+) et également minoritairement des hydrocarbures en C1 et C2. L'effluent liquide 27 est chauffé avant d'être envoyé vers une unité de stabilisation qui est opérée de manière à récupérer un effluent liquide d'hydrocarbures stabilisé et un distillât comprenant en majorité des hydrocarbures en C3 et C4. L'unité de stabilisation comprend une colonne de distillation 28 dont le fond est pourvu d'une conduite de circulation équipée d'un circuit de recirculation comprenant un rebouilleur (non représentés) et d’une conduite d'évacuation 29 de l'effluent liquide stabilisé. Le gaz de tête de la colonne 28 circule dans un conduit 30 relié à un système de condensation comprenant un dispositif de refroidissement 31 du gaz de tête et un ballon de reflux 32. Le liquide condensé séparé au ballon de reflux 32 est évacué via la ligne 33 et est divisé en deux flux, un flux étant recyclé dans la colonne 28 par la ligne 34 tandis que le flux complémentaire non recyclé est évacué par la ligne 35 hors du procédé comme flux de GPL. Le gaz résiduel soutiré en tête du ballon de reflux 32, non condensé et comprenant potentiellement des quantités non négligeables d'hydrocarbures C3 et C4 est évacué par la ligne 21 et recyclé dans le procédé pour subir une étape de recontactage avec l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16, comme précisé plus-haut.
Toujours en référence à la figure 1, l'effluent liquide stabilisé 29 récupéré en fond de la colonne de distillation 28, sert avantageusement à alimenter un système d'échangeur de chaleur indirect 36,37 afin de préchauffer l'effluent liquide 27 avant son entrée dans la colonne de distillation 25. Cette intégration thermique permet ainsi de réduire la puissance de chauffe nécessaire au rebouilleur pour faire fonctionner la colonne de distillation 28.
Comme indiqué sur la figure 1, il est avantageux de disposer en amont de la colonne de distillation 28 un lit de garde 38 configuré pour capter le chlore éventuellement présent dans l'effluent liquide 27 dans le cas où la charge hydrocarbonée traitée par le procédé est un effluent d'unité de reformage catalytique.
La figure 2 représente schéma de principe du procédé selon l'invention selon un second mode de réalisation.
Le second mode de réalisation diffère de celui de la figure 1 en ce que d'une part la phase liquide d'hydrocarbures 4 est pré-refroidie par échange thermique dans un échangeur 11 alimenté avec un fluide froid qui est l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16 et, d'autre part, en ce que le gaz comprimé 10 est pré-refroidie par échangeur thermique indirect au moyen d'un échangeur 13 qui est alimenté par l'effluent gazeux 17 riche en hydrogène soutiré en tête de la colonne de recontactage 16.
Cette configuration permet d’équilibrer plus facilement les débits des effluents gazeux et liquide qui alimentent les échangeurs 11 et 13 en fonction des besoins et/ou des disponibilités des frigories pour pré-refroidir les phases gazeuse et liquide qui sont mis en contact dans la colonne.
Exemple
Exemple 1 L'exemple 1 (comparatif) illustre le fonctionnement d'un procédé de traitement illustré à la figure 3, dans lequel la phase gazeuse 6 et la phase liquide d'hydrocarbures 4 sont refroidies à une température de 0°C au moyen de deux groupes frigorifiques avant d'être mises en contact à contrecourant dans la colonne de recontactage 16. On notera également que l'effluent gazeux 24 produit à la seconde étape de recontactage n'est pas recyclé à la première étape de recontactage.
La charge hydrocarbonée traitée est un effluent (ou reformat) issu du reformage catalytique dont la composition est donnée dans le tableau 1 :
Tableau 1: Composition du reformat
La charge hydrocarbonée est d'abord traitée dans un ballon séparateur 2 afin de séparer une phase gazeuse 6 contenant majoritairement de l'hydrogène et une phase liquide 4 contenant des hydrocarbures.
La phase gazeuse 6 issue de l'étape de séparation est comprimée par des compresseurs 7 avec des refroidissements intermédiaires nécessaires au bon fonctionnement des compresseurs et est envoyée à la première étape recontactage avec la phase liquide 4 issue de l'étape de séparation. Les phases gazeuse et liquide qui ont une température initiale d'environ 100 et 40°C respectivement sont refroidies à une température de 0°C au moyen des groupes frigorifiques 14 et 15. Les phases gazeuse et liquide refroidies sont mis en contact à contrecourant dans une colonne de recontactage 16 comprenant 9 plateaux
théoriques qui est opérée à une pression de 3.1 MPa. De la colonne de recontactage, on soutire un gaz 17 riche en hydrogène et une phase liquide 18 contenant des hydrocarbures. La phase liquide 18 est ensuite mise en contact avec une phase gazeuse de recycle 21 provenant du ballon de reflux de la colonne de distillation. Le second recontactage est opéré en ligne et le mélange est séparé dans un ballon séparateur 23 à une pression de 1,6 MPa de manière à fournir un gaz 24 qui n'est pas recyclé au premier recontactage et une phase liquide 27.
La phase liquide 27 est fractionnée dans une colonne de fractionnement 28 (ou colonne de stabilisation) de manière à récupérer une fraction gazeuse de tête 30 et une fraction liquide de fond 29 stabilisée contenant des hydrocarbures ayant plus de 4 atomes de carbone. Cette colonne est opérée avec une pression de 1,6 MPa et une température de 43°C au ballon de reflux.
La fraction gazeuse de tête 30 est condensée dans un ballon de reflux d'où l'on sépare une phase liquide 33 contenant des hydrocarbures en C3-C4 (GPL) condensés et une phase gazeuse 21 qui est recyclée au second recontactage.
Le tableau 2 regroupe les taux de récupération des différents produits des flux générés par le procédé de l'exemple 1.
Tableau 2
Exemple 2 L'exemple 2 illustre le procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée selon l'invention en référence à la figure 1. Il diffère de l'exemple 1 par le fait que le gaz 24 obtenu à l'issue du second recontactage est totalement recyclé au premier recontactage et en ce que la phase
gazeuse comprimée 6 est refroidie par échange thermique indirect via un échangeur 13 alimenté avec l'effluent liquide 18 issu de la colonne de recontactage 16 et en ce que la phase liquide d'hydrocarbures est pré-refroidie par un échangeur 11 alimenté avec l'effluent gazeux 17 issu de la colonne de recontactage 16 puis refroidie au moyen du groupe frigorifique 15 à une température de 0°C.
Les températures, en entrée de la colonne de recontactage, des phases liquide et gazeuse sont respectivement de 0°C et de 40°C.
Les autres conditions opératoires mentionnées dans l'exemple 1 sont maintenues identiques pour l'exemple 2.
Le tableau 3 donne les taux de récupération des différents produits des flux générés par le procédé de l'exemple 2.
Tableau 3
Exemple 3 L'exemple 3 est fondé sur le procédé selon l'invention conforme à la figure 2.
Par rapport à la figure 1, l'exemple 3 diffère en ce que les phases liquide 4 et gazeuse 10 sont d'abord pré-refroidies par échange thermique avec un échangeur de chaleur alimenté respectivement avec l'effluent liquide 18 et l'effluent gazeux 17, puis refroidies avec les groupes frigorifiques 14 et 15 pour atteindre une température de 0°C en entrée de la colonne de recontactage 16.
Le tableau 4 donne les taux de récupération des différents produits des flux générés par le procédé de l'exemple 3.
Tableau 4
En comparant les résultats de l'exemple 1 avec ceux des exemples 2 et 3, on constate que les pré-refroidissements des phases gazeuse et liquide avec un fluide froid issu de la colonne de recontactage permet de réduire de façon significative la consommation énergétique dans les échangeurs 14 et 15. Le procédé permet par ailleurs d'améliorer le taux de récupération des hydrocarbures en C3 et C4 dans le flux liquide 33 et de l'hydrogène dans le flux 17, notamment grâce au recyclage du gaz obtenu après séparation gaz/liquide de l'effluent récupéré après la seconde étape de recontactage. L’exemple 2 comparé à l'exemple 3 met en avant l’intérêt de supprimer le groupe frigorifique qui refroidit la phase gazeuse entrant dans la colonne de recontactage. Ce mode de réalisation permet ainsi limiter la consommation en utilité froide sans impacter significativement la récupération des produits C3 et C4 (perte de seulement 0,8% poids sur la récupération de la coupe C3-C4).

Claims (11)

  1. REVENDICATIONS
    1. Procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée contenant de l'hydrogène et des hydrocarbures incluant des hydrocarbures en C1 à C4, comprenant les étapes suivantes : a) on sépare la charge hydrocarbonée en une phase gazeuse (6) et une phase liquide contenant des hydrocarbures (4); b) on refroidit la phase liquide (4) issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 45°C au moyen d'un dispositif de refroidissement (15); c) on réalise un premier recontactage de la phase liquide (4) refroidie avec la phase gazeuse (6) dans une colonne (16) à contre-courant de manière à récupérer un premier effluent gazeux (17) riche en hydrogène et un premier effluent liquide d'hydrocarbures (18); d) on réalise un second recontactage du premier effluent liquide d'hydrocarbures (18) avec un gaz de recycle (21) et on sépare un second effluent gazeux (24) enrichi en hydrocarbures C1 et C2 et un second effluent liquide d'hydrocarbures (27); e) on fractionne le second effluent liquide d'hydrocarbures (27) issue de l'étape d) dans une colonne de fractionnement (28) de manière à séparer une fraction gazeuse de tête (30) et une fraction liquide de fond (29) contenant des hydrocarbures ayant plus de 4 atomes de carbone; f) on condense la fraction gazeuse de tête (30) issue de l'étape e) et on sépare une phase liquide (33) contenant majoritairement des hydrocarbures en C3 et C4 et une phase gazeuse (21) qui est recyclée à l'étape d), dans lequel avant l'étape b) de refroidissement, la phase liquide (4) issue de l'étape a) subit un échange thermique dans un échangeur (11) alimenté avec le premier effluent gazeux (17) et dans lequel la phase gazeuse (6) issue de l'étape a) subit un échange thermique dans un échangeur (13) alimenté avec le premier effluent liquide d'hydrocarbures (18), ou dans lequel avant l'étape b) de refroidissement, la phase liquide (4) issue de l'étape a) subit un échange thermique dans un échangeur (13) alimenté avec le premier effluent liquide d'hydrocarbures (18) et dans lequel la phase gazeuse (6) issue de l'étape a) subit un échange thermique dans un échangeur (13) alimenté avec le premier effluent gazeux (17)-
  2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on refroidit la phase liquide (4) issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 0°C au moyen d'un dispositif de refroidissement (15).
  3. 3. Procédé selon les revendications 1 ou 2, dans lequel on refroidit la phase gazeuse issue de l'étape a) à une température inférieure ou égale à 0°C au moyen d'un dispositif de refroidissement, étant entendu que ladite étape de refroidissement de la phase gazeuse est réalisée après l'étape d'échange de chaleur.
  4. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel une partie ou la totalité du second effluent gazeux enrichi (24) en hydrocarbures C1 et C2 est recyclée avant la première étape de recontactage.
  5. 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel le second effluent gazeux (24) est recyclé en mélange avec la phase gazeuse (6) issue de l'étape a).
  6. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la séparation à l'étape d) est réalisée au moyen d'un ballon de séparation.
  7. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la première étape de recontactage est effectuée à une température comprise entre -20 et 55°C.
  8. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la première étape de recontactage est effectuée à une pression comprise entre 1,6 et 4 MPa.
  9. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la seconde étape de recontactage est effectuée à une température comprise entre 10 et 55°C.
  10. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la colonne (16) comprend entre 5 et 15 plateaux théoriques.
  11. 11. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la charge hydrocarbonée est un effluent d'un procédé de reformage catalytique.
FR1501494A 2015-07-15 2015-07-15 Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee contenant de l'hydrogene et des hydrocarbures Active FR3038906B1 (fr)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1501494A FR3038906B1 (fr) 2015-07-15 2015-07-15 Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee contenant de l'hydrogene et des hydrocarbures
BR102016015090-6A BR102016015090B1 (pt) 2015-07-15 2016-06-27 Processo para o tratamento de uma alimentação de hidrocarbonetos contendo hidrogênio e hidrocarbonetos
RU2016128746A RU2715180C2 (ru) 2015-07-15 2016-07-14 Способ обработки углеводородного сырья, содержащего водород и углеводороды
US15/210,325 US20170015913A1 (en) 2015-07-15 2016-07-14 Process for the treatment of a hydrocarbon feed containing hydrogen and hydrocarbons
CN201610557564.4A CN106350107B (zh) 2015-07-15 2016-07-15 用于处理含氢气和烃类的烃进料的方法

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1501494A FR3038906B1 (fr) 2015-07-15 2015-07-15 Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee contenant de l'hydrogene et des hydrocarbures
FR1501494 2015-07-15

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR3038906A1 FR3038906A1 (fr) 2017-01-20
FR3038906B1 true FR3038906B1 (fr) 2019-06-21

Family

ID=55299503

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR1501494A Active FR3038906B1 (fr) 2015-07-15 2015-07-15 Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee contenant de l'hydrogene et des hydrocarbures

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20170015913A1 (fr)
CN (1) CN106350107B (fr)
BR (1) BR102016015090B1 (fr)
FR (1) FR3038906B1 (fr)
RU (1) RU2715180C2 (fr)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3074175B1 (fr) 2017-11-29 2019-11-01 IFP Energies Nouvelles Procede d'amelioration de production de benzene et toluene
CN114570165B (zh) * 2020-11-30 2023-06-30 中国石油天然气集团有限公司 重整产氢的再接触***
CN114854448B (zh) * 2021-02-03 2024-03-26 中国石油天然气集团有限公司 重整产氢中液化气的回收装置

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2134154A1 (de) * 1970-07-10 1972-01-13 Universal Oil Prod Co Verfahren zur fraktionierten Destillation
US5238555A (en) * 1991-11-27 1993-08-24 Uop Process for purifying a hydrogen gas and recovering liquifiable hydrocarbons from hydrocarbonaceous effluent streams
DE4235006A1 (de) * 1992-10-16 1994-04-21 Linde Ag Verfahren zum Auftrennen eines im wesentlichen aus Wasserstoff, Methan und C¶3¶/C¶4¶-Kohlenwasserstoffen bestehenden Einsatzstromes
FR2764609B1 (fr) * 1997-06-17 2000-02-11 Inst Francais Du Petrole Procede de degazolinage d'un gaz contenant des hydrocarbures condensables
RU2171953C1 (ru) * 1999-11-23 2001-08-10 ОАО "Томскгазпром" Способ повышения эффективности освоения газоконденсатнонефтяного месторождения в регионе с неразвитой транспортной инфраструктурой
FR2873710B1 (fr) * 2004-08-02 2006-12-01 Inst Francais Du Petrole Procede pour le traitement d'une charge hydrocarbonee
WO2011042617A2 (fr) * 2009-10-08 2011-04-14 IFP Energies Nouvelles Procede d'hydroconversion de charges lourdes carbonees integrant une technologie a lit bouillonnant et une technologie en slurry

Also Published As

Publication number Publication date
CN106350107A (zh) 2017-01-25
BR102016015090A2 (pt) 2017-01-24
US20170015913A1 (en) 2017-01-19
CN106350107B (zh) 2020-10-16
FR3038906A1 (fr) 2017-01-20
RU2715180C2 (ru) 2020-02-25
BR102016015090B1 (pt) 2022-05-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7172686B1 (en) Method of increasing distillates yield in crude oil distillation
US7452458B2 (en) Process for the treatment of a hydrocarbon feedstock
EP1215459B1 (fr) Procédé et installation pour la récupération et la purification de l'éthylène produit par pyrolyse d'hydrocarbures
EP0002171A1 (fr) Procédé pour accroître la pureté de l'hydrogène gazeux recyclé
EP2449059A2 (fr) Procédé amélioré de récupération de propylène et de gpl à partir du gaz combustible de la fcc, par utilisation d'un distillat de tête rectifié dans la colonne principale comme huile d'absorption
WO2018211036A1 (fr) Procédé de récupération d'un courant d'hydrocarbures en c2+ dans un gaz résiduel de raffinerie et installation associée
FR3038906B1 (fr) Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee contenant de l'hydrogene et des hydrocarbures
FR2988398A1 (fr) Procede de purification d'une charge d'hydrocarbures
US10329223B2 (en) Process for propylene and LPG recovery in FCC fuel gas
EA018588B1 (ru) Способ пуска реактора гидрирования лигроиновой фракции
FR3038907A1 (fr) Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee comprenant de l'hydrogene et des hydrocarbures en c1 a c4.
FR3074175B1 (fr) Procede d'amelioration de production de benzene et toluene
CN108473391A (zh) 用于改进fcc回收单元的丙烯回收率的方法
FR3007408A1 (fr) Procede de recuperation d'un courant d'ethylene a partir d'un courant de charge riche en monoxyde de carbone, et installation associee
EP3184609B1 (fr) Procede de fractionnement pour un procede d'oligomerisation d'olefines legeres
WO2003042332A1 (fr) Procede d'hydrodesulfuration comprenant une section de stripage et une section de fractionnement sous vide
FR3038905A1 (fr) Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee
WO2013076433A1 (fr) Procédé de traitement d'effluent gazeux en tête de distillation atmosphérique
BE1012200A5 (fr) Procede d'elimination du butadiene dans des unites d'ethylene avec des systemes d'hydrogenation de tete.
FR2874218A1 (fr) Procede pour la recuperation d'un gaz riche en hydrogene et d'un liquide stabilise
US7132044B2 (en) Device that comprises recycling to a separator a liquid effluent that is obtained from an absorber and is mixed with a feedstock
JP2013091610A (ja) ジシクロペンタジエンの分離回収方法
FR3058509A3 (fr) Vaporiseur-condenseur a bain pour un procede de separation cryogenique d'un courant de gaz naturel
FR2463177A1 (fr) Procede de traitement thermique d'huiles hydrocarbonees lourdes
FR3038904A1 (fr) Procede permettant de realiser le bouclage du bilan thermique sur une unite de craquage catalytique de naphta dite ncc

Legal Events

Date Code Title Description
PLFP Fee payment

Year of fee payment: 2

PLSC Publication of the preliminary search report

Effective date: 20170120

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 3

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 4

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 5

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 6

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 7

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 8

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 9