PROCÉDÉ ET DISPOSITIF POUR LA REDUCTION DES COMPOSÉS AROMATIQUES POLYCYCLIQUES LOURDS DANS LES UNITÉS D'HYDROCRAQUAGE

Description

[0001] L'invention concerne un procédé et un dispositif permettant de réduire la concentration en composés aromatiques polycycliques lourds (HPNA) dans la boucle de recyclage des unités d'hydrocraquage.

[0002] Les procédés d'hydrocraquage sont couramment utilisés en raffinerie pour transformer des mélanges hydrocarbonés en produits aisément valorisables. Ces procédés peuvent être utilisés pour transformer des coupes légères telles que par exemple des essences en coupes plus légères (LPG). Ils sont toutefois habituellement plutôt utilisés pour convertir des charges plus lourdes (telles que des coupes pétrolières ou synthétiques lourdes, par exemple des gasoils issus de distillation sous vide ou des effluents d'une unité Fischer-Tropsch) en essence ou naphta, kérosène, gasoil. Ce type de procédé est également utilisé pour produire des huiles.

[0003] Afin d'augmenter la conversion des unités d'hydrocraquage, une partie de la charge non convertie est recyclée soit dans la section réactionnelle dans laquelle elle est déjà passée soit dans une section réactionnelle indépendante. Ceci induit une accumulation indésirable des composés aromatiques polycycliques, formés dans la section réactionnelle durant les réactions de craquage, dans la boucle de recyclage. Ces composés empoisonnent le catalyseur d'hydrocraquage, ce qui réduit l'activité catalytique ainsi que la durée de cycle. Ils peuvent également précipiter ou se déposer dans les parties froides de l'unité, générant ainsi des dysfonctionnements.

[0004] Il y a donc nécessité d'améliorer le procédé d'hydrocraquage afin de diminuer la formation des composés aromatiques polycycliques, ou de les éliminer sans diminuer le rendement en produits valorisables.

[0005] Les composés HPNA sont définis comme des composés aromatiques polycycliques ou polynucléaires qui comprennent donc plusieurs noyaux ou cycles benzéniques condensés. On les nomme habituellement HPA, Heavy Polynuclear Aromatics selon la terminologie anglo-saxonne, PNA ou HPNA.

[0006] Typiquement, les HPNA dits lourds comprennent au moins 4, voire au moins 6 cycles benzéniques dans chaque molécule. Les composés à moins de 6 cycles (dérivés du pyrène par exemple) peuvent être plus facilement hydrogénées et sont donc moins susceptibles d'empoisonner des catalyseurs. En conséquence nous nous sommes plus particulièrement intéressés aux composés les plus représentatifs des familles à 6 cycles aromatiques ou plus comme par exemple le Coronène (composé à 24 carbones), le dibenzo(e,ghi) pérylène (26 carbones), le naphto[8,2,1,abc] coronène (30 carbones) et l'ovaléne (32 carbones), qui sont les composés les plus facilement identifiables et quantifiables par exemple par chromatographie.

[0007] Le brevet US 7,588,678 de la demanderesse décrit un procédé d'hydrocraquage avec recyclage de la fraction non convertie 380°C+, procédé dans lequel les composés HPNA sont éliminés de la fraction recyclée au moyen d'un adsorbant. D'autres techniques de réduction de la quantité ou d'élimination des HPNA sont décrites dans l'art antérieur de ce brevet, telles que par exemple leur réduction via une hydrogénation ou leur précipitation suivie d'une filtration.

[0008] Le brevet US 4,961,839 décrit un procédé d'hydrocraquage permettant d'augmenter la conversion par passe en utilisant des débits d'hydrogène élevés dans la zone réactionnelle, en vaporisant une proportion importante des hydrocarbures envoyés dans la colonne de séparation des produits et en concentrant les composés aromatiques polycycliques dans une petite fraction lourde qui est extraite de cette colonne. Dans ce procédé, une fraction lourde est soutirée au niveau d'un plateau situé au-dessus du point d'alimentation et en-dessous du point de soutirage du distillat diesel ; cette fraction lourde est recyclée vers l'hydrocraquage. Le fond de colonne (résidu) est recyclé directement dans la colonne de fractionnement. Ce type de technique permet certes une diminution de la concentration en HPNA dans la boucle de recyclage vers le réacteur, mais conduit à des pertes de rendements significatives et des coûts importants liés aux quantités d'hydrogène.

[0009] Les demandes de brevet et WO 2012/052042 et WO 2012/052116 (correspondant à US-2013/0220885) décrivent un procédé d'hydrocraquage dans lequel le fond de la colonne de fractionnement (résidu) est strippé à contre-courant dans une colonne de stripage. La fraction légère obtenue après stripage est renvoyée à la colonne de fractionnement et la fraction lourde issue du stripage est au moins en partie purgée, l'autre partie de cette fraction pouvant être recyclée à la colonne de stripage.

[0010] Ces procédés ont apporté des améliorations dans la réduction des HPNA mais souvent au détriment des rendements et des coûts.

[0011] Les brevets US 2,958,652, US 4,162,963, US 4,040,944, US 2,853,433, US 3,166,489, US 3,891,539, WO 03/004586 et EP 0 143 862 décrivent un procédé d'hydrocraquage.

[0012] Le procédé de l'invention permet non seulement de concentrer les hydrocarbures aromatiques polycycliques dans des fractions non converties (résidus) afin de les éliminer et de réduire la quantité de résidu purgée pour augmenter la conversion, mais aussi d'améliorer le rendement en produits valorisables (par exemple en évitant le sur-craquage du diesel) et/ou la durée de cycle catalytique par rapport aux procédés antérieurs. L'invention a également pour avantage de réduire considérablement la quantité présente en hydrocraquage de HPNA ayant au moins 6 cycles aromatiques, qui sont les plus réfractaires aux réactions mises en jeu lors de l'hydrocraquage.

[0013] Le procédé selon l'invention est basé sur la mise en place d'un soutirage latéral en-dessous du point d'alimentation de la colonne La séparation du liquide a lieu de préférence en associant un stripeur à la colonne de fractionnement, qui strippe ladite fraction soutirée.

[0014] Plus précisément, l'invention concerne un procédé d'hydrocraquage d'une charge pétrolière comprenant au moins 10% volume de composés bouillant au-dessus de 340°C, comprenant une étape d'hydrocraquage, éventuellement suivie d'une séparation des gaz de l'effluent hydrocraqué, puis d'une étape de fractionnement dudit effluent, qui sépare au moins un distillat et un résidu, ladite étape de fractionnement comporte une distillation dans une colonne munie de plateaux, colonne dans laquelle

• ledit effluent au moins partiellement vaporisé alimente la colonne sur au moins un plateau d'alimentation,
• ledit distillat est soutiré au niveau d'un plateau de soutirage,
• ledit résidu est évacué à un point d'évacuation,
• et un gaz de stripage est injecté à un point d'injection situé en-dessous du plateau d'alimentation, procédé dans lequel
• il est soutiré de la colonne une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (I) qui est le plateau d'alimentation ou un plateau situé entre le plateau d'alimentation et ledit point d'injection du gaz de stripage,
• tout ou partie, et de préférence la totalité, dudit flux soutiré est recyclée dans l'étape d'hydrocraquage,
• et le résidu est entièrement purgé

dans lequel il est soutiré de la colonne une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (II) situé entre le plateau d'alimentation et le plateau de soutirage de la fraction distillat la plus lourde, ledit au moins un plateau (II) étant situé au-dessus dudit plateau d'alimentation,
dans lequel tout ou partie, et de préférence la totalité, dudit flux soutiré dudit plateau (II) est strippé dans une étape de stripage externe par un gaz de stripage, et tout ou partie, et de préférence la totalité, l'effluent gazeux séparé est recyclé dans la colonne au-dessus du plateau duquel ledit flux a été soutiré, et tout ou partie, et de préférence la totalité, de l'effluent liquide séparé est recyclé dans l'étape d'hydrocraquage.

[0015] De façon avantageuse, il est soutiré de la colonne une partie du flux présent au niveau d'un plateau situé en-dessous du plateau d'alimentation et proche dudit plateau d'alimentation, et de préférence au niveau du plateau le plus proche du plateau d'alimentation.

[0016] Avantageusement, ledit flux soutiré peut être recyclé dans l'étape d'hydrocraquage directement (i.e. sans traitement) ou après séparation des gaz (par exemple par adsorption, stripage...) ou après une séparation plus poussée (distillation...).De préférence, ledit flux soutiré est recyclé directement dans l'étape d'hydrocraquage. On notera que, selon l'invention et de façon préférée, il n'y a pas de recyclage dudit flux soutiré dans la colonne.

[0017] De préférence, l'effluent gazeux séparé est recyclé dans la colonne au niveau du plateau le plus proche du plateau duquel ledit flux a été soutiré.

[0018] On notera que, selon l'invention et de façon préférée, il n'y a pas de recyclage de la fraction liquide, séparée à l'étape de stripage, vers la colonne de fractionnement. On notera également que selon l'invention, tout le résidu est purgé.

[0019] Le flux soutiré au niveau du plateau (I) ou du plateau (II) présente une concentration en HPNA inférieure à 500 ppm poids, préférentiellement inférieure à 350 ppm poids et très préférentiellement inférieure à 200ppm poids. Il présente le plus souvent une proportion d'au moins 70%poids en hydrocarbure non convertis, préférentiellement d'au moins 80%poids en hydrocarbures non convertis et très préférentiellement d'au moins 90%poids en hydrocarbures non convertis.

[0020] De préférence, le procédé opère en présence d'un gaz de stripage injecté dans l'étape de fractionnement. De préférence, c'est de la vapeur d'eau, de préférence à une pression comprise entre 0,2 et 1,5MPa.

[0021] Le gaz de stripage injecté dans l'étape de stripage externe est de préférence de la vapeur d'eau, de préférence à une pression comprise entre 0,2 et 1,5MPa.

[0022] L'étape d'hydrocraquage a lieu, de façon classique, à une température supérieure à 200°C, une pression supérieure à 1MPa, une vitesse spatiale de 0,1 à 20h^-1, et le rapport volumique H2/hydrocarbures est de 80 à 5000NI/I.

[0023] L'invention concerne également une installation qui est avantageusement mise en œuvre pour réaliser le procédé selon l'invention.

[0024] Elle comprend :

• une section d'hydrocraquage (2) munie d'une ligne (1) d'entrée de la charge et d'une ligne (8) d'entrée de l'hydrogène,
• éventuellement suivie d'une zone de séparation (4) de l'effluent pour séparer une fraction gazeuse,
• suivie d'une section de fractionnement (12) comprenant au moins une colonne de distillation munie de plateaux, ladite colonne comportant :
  • au moins une ligne (11) d'entrée de l'effluent hydrocraqué au moins partiellement vaporisé sur au moins un plateau d'alimentation,
  • au moins une ligne (14) pour le soutirage d'au moins un distillat au niveau d'un plateau de soutirage,
  • au moins une ligne (16) d'évacuation sous forme de purge de la totalité du résidu,
• et comprenant au moins une ligne (19) pour l'injection d'un gaz de stripage, le point d'injection étant situé en-dessous du plateau d'alimentation,

installation comprenant en outre :

• au moins une ligne (20) pour le soutirage d'une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (I) qui est le plateau d'alimentation ou un plateau situé entre le plateau d'alimentation et ledit point d'injection du gaz de stripage,
• au moins une ligne (18) pour le recyclage de tout ou partie dudit flux soutiré, et de préférence la totalité, dans l'étape d'hydrocraquage,
  • au moins une ligne (21) pour le soutirage d'une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (II) situé entre le plateau d'alimentation et le plateau de soutirage de la fraction distillat la plus lourde, ledit au moins un plateau (II) étant situé au-dessus dudit plateau d'alimentation,
  • un stripeur (25) externe à la colonne, muni d'une ligne (21) d'entrée dudit flux soutiré, d'une ligne (26) d'injection d'un gaz de stripage, d'une ligne (22) de sortie de la fraction gazeuse, d'une ligne (23) de sortie de la fraction liquide,
  • une ligne (22) de recyclage de tout ou partie, et de préférence de la totalité, de ladite fraction gazeuse dans ladite colonne, la ligne (22) débouchant dans la colonne au-dessus du plateau duquel ledit flux à été soutiré,
  • une ligne (23) de recyclage de tout ou partie, et de préférence de la totalité, de ladite fraction liquide dans l'étape d'hydrocraquage.

[0025] De préférence, l'installation comprend au moins une ligne (18) pour le recyclage de la totalité dudit flux soutiré directement dans l'étape d'hydrocraquage. Dans une autre disposition, la ligne (18) comporte une unité de séparation des gaz située avant la section d'hydrocraquage. Cette unité peut être par exemple un adsorbeur ou un stripeur ou une colonne à distiller.

[0026] de la totalité, de ladite fraction liquide dans l'étape d'hydrocraquage.

[0027] De préférence, il n'y a pas de ligne de recyclage de la fraction liquide, séparée à l'étape de stripage, vers la colonne de fractionnement.

[0028] L'invention sera mieux comprise à partir de la description des figures.

[0029] Dans le texte, on définit les charges par leur point d'ébullition T5 (comme cela est expliqué plus loin). La conversion de la charge est définie par rapport au point de coupe du résidu. La fraction non convertie est appelée résidu. La fraction convertie comprend les fractions recherchées (objectifs) par le raffineur.

[0030] La partie purgée se réfère à une partie qui sort du procédé.

[0031] La figure 1 représente l'art antérieur. La configuration 2c de la figure 2 représente l'art antérieur. La configuration 2d 2d de la figure 2 représente l'invention. Les figures 2c et 2d se comprennent en combinaison avec la figure 1, et plus précisément avec les éléments essentiels de la figure 1 cités dans les revendications.

[0032] Le principe sera explicité à partir de la figure 2c.

[0033] La figure 1 présente un schéma de procédé d'hydrocraquage selon l'art antérieur. Pour faciliter la lecture, on a reporté la description des conditions de mise en œuvre plus loin dans le texte.

[0034] La charge (ligne 1) composée d'hydrocarbures d'origine pétrolière et/ou d'hydrocarbures synthétiques de source minérale ou biologique est mélangée à de l'hydrogène alimenté par les lignes (5) (recycle) et/ou (6) (hydrogène d'appoint) via le compresseur (7) et la ligne (8). Le mélange charge/hydrogène ainsi réalisé est envoyé dans la section d'hydrocraquage (2). Cette section comporte un ou plusieurs réacteurs en lit fixe ou en lit bouillonnant.

[0035] Lorsque la section d'hydrocraquage comprend un ou plusieurs réacteurs en lit fixe, chaque réacteur peut comprendre un ou plusieurs lits de catalyseur réalisant l'hydrocraquage des hydrocarbures de la charge en hydrocarbures plus légers. Lorsque la section d'hydrocraquage comprend un ou plusieurs réacteurs en lit bouillonnant, un flux, comprenant du liquide du solide et du gaz, circule verticalement à travers un réacteur contenant un lit de catalyseur. Le catalyseur dans le lit est maintenu en mouvement aléatoire dans le liquide. Le volume brut du catalyseur dispersé à travers le liquide est donc supérieur au volume du catalyseur à l'arrêt. Cette technologie est largement décrite dans la littérature.

[0036] Un mélange de liquide hydrocarboné et d'hydrogène est passé à travers le lit de particules de catalyseur à une vitesse telle que les particules sont misent en mouvement aléatoire et donc en suspension dans le liquide. L'expansion du lit catalytique dans la phase liquide est contrôlée par le débit de liquide de recyclage de façon à ce que à l'état d'équilibre, la majeure partie du catalyseur ne dépasse pas un niveau définit dans le réacteur. Les catalyseurs sont sous forme d'extrudés ou de billes, de préférence de diamètre compris entre 0,8 mm et 6,5 mm de diamètre.

[0037] Dans un procédé en lit bouillonnant des quantités importantes de gaz d'hydrogène et de vapeurs d'hydrocarbures légers montent à travers la zone réactionnelle puis dans une zone exempte de catalyseur. Le liquide provenant de la zone catalytique est pour partie recyclé dans le fond du réacteur après séparation d'une fraction gazeuse et pour partie retiré du réacteur en tant que produit, le plus souvent en partie haute du réacteur.

[0038] Les réacteurs utilisés dans un procédé en lit bouillonnant sont généralement conçus avec un conduit de recyclage vertical central qui sert de tube d'écoulement pour le recyclage de liquide de la zone exempte de catalyseur située au-dessus du catalyseur en lit bouillonnant, via une pompe de recyclage qui permet de recycler le liquide dans la zone catalytique. Le recyclage de liquide permet à la fois de maintenir l'uniformité de la température dans le réacteur et de maintenir le lit de catalyseur en suspension.

[0039] La section d'hydrocraquage peut être précédée ou inclure un ou plusieurs lits de catalyseur(s) d'hydrotraitement.

[0040] L'effluent de la section d'hydrocraquage (2) est envoyé par ligne (3) vers une zone de séparation (4) permettant de récupérer d'une part une fraction gazeuse (5) et une fraction liquide (9). La fraction gazeuse (5) contient l'hydrogène en excès qui n'a pas réagi dans la section réactionnelle (2). Elle est généralement combinée avec de l'hydrogène frais arrivant par la ligne (6) afin d'être recyclée comme indiqué ci-avant.

[0041] La fraction liquide (9) est réchauffée par tout moyen (10), par exemple un four éventuellement associé à un échangeur (non représenté), afin d'être au moins en partie vaporisée, avant d'alimenter la section de fractionnement (12) via la ligne (11). La section de fractionnement (12) comprend une ou plusieurs colonnes de distillation équipées de plateaux et d'internes permettant de séparer différentes coupes (distillats) valorisables qui sont soutirées au moyen des lignes (13) et (14), plus éventuellement d'autres soutirages latéraux. Ces coupes présentent des gammes de points d'ébullition situés par exemple dans la gamme des essences, du kérosène et du gasoil.

[0042] En fond de colonne on récupère une fraction plus lourde non convertie (résidu) (ligne 15a).

[0043] Une injection de gaz de stripage peut être prévue via la ligne (19). Cette ligne est située entre le plateau d'alimentation en effluent hydrocraqué (ligne 11) et le point d'évacuation du résidu (ligne 15a).

[0044] Une partie du résidu peut être purgée via la ligne (16), une autre partie recyclée vers la section d'hydrocraquage par les lignes (2) et (18) et une autre partie recyclée vers la section de fractionnement (ligne 15b).

[0045] Selon la figure 1, une partie (ligne 15b) du résidu de la ligne (15a) est mélangée avec l'alimentation (ligne 9) en amont du four (10) de la section de fractionnement et recyclée en mélange (ligne 11) avec cette coupe vers la section de fractionnement. La purge (16) permet notamment d'éliminer au moins en partie les composés HPNA qui sans cette purge pourraient s'accumuler dans la boucle de recyclage.

[0046] La zone E tracée sur la figure 1 délimite la partie modifiée dans le cadre de la présente invention.

[0047] La figure 2c présente l'art antérieur et la figure 2d présente l'invention.

[0048] On ne reprendra pas les éléments décrits précédemment. On notera que la ligne (15b) (recyclage du résidu à la colonne de fractionnement) est supprimée dans l'invention. Il en est de même pour le recyclage du résidu à l'hydrocraquage.

[0049] La section de fractionnement (12) comprend une seule colonne de fractionnement. Toutefois, l'invention pourrait-être réalisée avec plusieurs colonnes de fractionnement et au moins une colonne comprendrait alors une zone E selon l'invention.

[0050] Selon la figure 2c, la fraction liquide (11) qui a été préalablement au moins en partie vaporisée alimente la section de fractionnement (12).

[0051] Un gaz de stripage est injecté dans la colonne (ligne 19). Avantageusement, il s'agit de vapeur, de préférence de la vapeur basse pression, de préférence à une pression comprise entre 0,2 et 1,5 MPa (0,1MPa=1bar). Le point d'injection est situé en-dessous du plateau d'alimentation et au-dessus du point d'évacuation du résidu. Il est de préférence proche du point d'évacuation du résidu en fond de la colonne.

[0052] La figure 2c se distingue de la figure 1 notamment en ce qu'on ajoute un soutirage latéral (ligne 20) au niveau d'un des plateaux de la colonne. On peut mettre en place un ou plusieurs soutirages au niveau de la colonne. Il est ainsi soutiré une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (I).

[0053] Ce plateau peut être le plateau d'alimentation, dans un mode préféré. Sur la figure 2c, le plateau (I) représenté est le plateau d'alimentation.

[0054] Ce peut être aussi un plateau situé entre le plateau d'alimentation et ledit point d'injection du gaz de stripage. Ce soutirage (ligne 20) est de préférence au niveau d'un plateau proche du plateau d'alimentation, et préférentiellement au niveau du plateau le plus proche du plateau d'alimentation.

[0055] Le soutirage latéral (ligne 20) est positionné de manière à ce que le flux soutiré présente une faible concentration en HPNA inférieure à 500 ppm poids, préférentiellement inférieure à 350 ppm poids et très préférentiellement inférieure à 200 ppm poids, et, le plus souvent, une proportion importante d'hydrocarbures non convertis dans la section d'hydrocraquage d'au moins 70 % poids en hydrocarbure non convertis, préférentiellement d'au moins 80 % poids en hydrocarbures non convertis et très préférentiellement d'au moins 90 % poids en hydrocarbures non convertis.

[0056] Afin de respecter ces critères, le soutirage (ligne 20) est préférentiellement positionné au niveau du plateau d'alimentation ou bien au-dessous du plateau d'alimentation, et dans ce dernier cas, de préférence au niveau du plateau le plus proche du plateau d'alimentation.

[0057] Tout ou partie dudit flux soutiré est recyclé dans l'étape d'hydrocraquage. Il peut être recyclé directement (i.e. sans traitement) ou après une éventuelle séparation des gaz. De préférence, il est recyclé directement dans l'étape d'hydrocraquage.

[0058] Selon l'invention, le résidu n'est pas recyclé dans la colonne ou dans l'étape d'hydrocraquage. Il est entièrement purgé. On notera aussi que le flux soutiré du plateau (I) n'est pas recyclé dans la colonne (12).

[0059] Pour la description de la figure 2d, on ne décrira pas à nouveau les références des figures 1 et 2c. La figure 2d représente un mode de réalisation de l'invention avec ajout d'un second soutirage latéral au niveau d'un plateau (II) différent du plateau (I).

[0060] Selon la figure 2d, il est soutiré (ligne 21) de la colonne une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (II) situé entre le plateau d'alimentation et le plateau de soutirage de la fraction distillat la plus lourde.

[0061] On peut mettre en place un ou plusieurs soutirages au niveau de la colonne. Ce soutirage (ligne 21) est de préférence proche du plateau d'alimentation. De préférence, il est soutiré de la colonne une partie du flux présent au niveau du plateau supérieur le plus proche du plateau d'alimentation.

[0062] Le soutirage latéral (ligne 21) est positionné de manière à ce que le flux soutiré présente une faible concentration en HPNA inférieure à 500 ppm poids, préférentiellement inférieure à 350 ppm poids et très préférentiellement inférieure à 200 ppm poids, et, le plus souvent, une proportion importante d'hydrocarbures non convertis dans la section d'hydrocraquage d'au moins 70%poids en hydrocarbure non convertis, préférentiellement d'au moins 80%poids en hydrocarbures non convertis et très préférentiellement d'au moins 90%poids en hydrocarbures non convertis.

[0063] Afin de respecter ces critères, le soutirage (ligne 21) est préférentiellement positionné au niveau du plateau d'alimentation ou bien au-dessus du plateau d'alimentation, et dans ce dernier cas, de préférence au niveau du plateau le plus proche du plateau d'alimentation.

[0064] Tout ou partie dudit flux soutiré est recyclé dans la colonne après une séparation du liquide.

[0065] Le flux soutiré (ligne 21) est strippé dans une étape de stripage externe (stripeur 25) par un gaz de stripage (amené par la ligne 26). Tout ou partie de l'effluent gazeux séparé est recyclé (ligne 22) dans la colonne ; selon la figure 2d, la totalité de l'effluent gazeux est recyclé.

[0066] L'effluent gazeux est recyclé dans la colonne au-dessus du plateau duquel le flux a été soutiré. De plus, de meilleures performances sont obtenues lorsque l'effluent gazeux est recyclé dans la colonne au niveau du plateau le plus proche du plateau duquel le flux a été soutiré.

[0067] Tout ou partie de l'effluent liquide (ligne 23) est recyclé dans l'étape d'hydrocraquage. Il peut être recyclé directement (i.e. sans traitement) ou après une éventuelle séparation des gaz. De préférence, il est recyclé directement dans l'étape d'hydrocraquage.

[0068] Selon la figure 2d, tout l'effluent liquide (ligne 23) est mélangé avec le flux (ligne 20) du soutirage latéral du plateau (I) et le mélange est recyclé (ligne 18) vers l'étape d'hydrocraquage.

[0069] Ledit stripeur latéral (25) fonctionne avec injection d'un gaz de stripage (ligne 26). Ce gaz est de préférence de la vapeur, préférentiellement de la vapeur basse pression, de préférence à une pression comprise entre 0,2 et 1,5MPa.

[0070] Ainsi que le montrent les exemples ci-après, le mode de réalisation de la figure 2d conduit à des performances meilleures que le mode de réalisation de la figure 2c.

Description des conditions de l'étape d'hydrocraquage (2) et des séparations :

[0071] Cette description se réfère à des conditions et mises en œuvre classiques, qui s'appliquent aussi bien aux figures 1 et 2c (art antérieur) qu'à l'invention figure 2d).

Charges :

[0072] Des charges très variées peuvent être traitées par les procédés d'hydrocraquage. Généralement elles contiennent au moins 10% volume, généralement au moins 20 % volume, et souvent au moins 80% volume de composés bouillant au-dessus de 340°C.

[0073] La charge peut être par exemple des LCO (light cycle oil - gazoles légers issus d'une unité de craquage catalytique), des distillats atmosphériques, des distillats sous vide par exemple gazoles issus de la distillation directe du brut ou d'unités de conversion telles que le FCC, le coker ou la viscoréduction, ainsi que des charges provenant d'unités d'extraction d'aromatiques des bases d'huile lubrifiante ou issues du déparaffinage au solvant des bases d'huile lubrifiante, ou encore des distillats provenant de procédés de désulfuration ou d'hydroconversion en lit fixe ou en lit bouillonnant de RAT (résidus atmosphériques) et/ou de RSV (résidus sous vide) et/ou d'huiles désasphaltées, ou encore la charge peut être une huile désasphaltée, des effluents d'une unité de Fisher-Tropsch ou encore tout mélange des charges précédemment citées. La liste ci- dessus n'est pas limitative.

[0074] En général, les charges ont un point d'ébullition T5 supérieur à 150°C (c'est-à-dire que 95 pourcent des composés présents dans la charge ont un point d'ébullition supérieur à 150°C). Dans le cas de diesel, le point T5 est généralement d'environ 150°C. Dans le cas de VGO, le T5 est généralement supérieur à 340°C, voire supérieur à 370°C. Les charges utilisables sont donc dans une large gamme de points d'ébullition. Cette gamme s'étend généralement du diesel au VGO, en passant par tous les mélanges possibles avec d'autres charges, par exemple le LCO.

[0075] La teneur en azote des charges traitées dans les procédés d'hydrocraquage est usuellement supérieure à 500 ppm poids, généralement comprise entre 500 et 10000 ppm poids, de manière plus générale comprise entre 700 et 4500 ppm poids et de manière encore plus générale comprise entre 800 et 4500 ppm poids.

[0076] La teneur en soufre des charges traitées dans les procédés d'hydrocraquage est usuellement comprise entre 0,01 et 5% poids, de manière générale comprise entre 0,2 et 4% poids et de manière encore plus générale entre 0,5 et 3% poids. La charge peut éventuellement contenir des métaux. La teneur cumulée en nickel et vanadium des charges traitées dans les procédés d'hydrocraquage est de préférence inférieure à 10 ppm poids, de manière préférée inférieure à 5 ppm poids et de manière encore plus préférée inférieure à 2 ppm poids.. La teneur en asphaltènes est généralement inférieure à 3000 ppm poids, de manière préférée inférieure à 1000 ppm poids, de manière encore plus préférée inférieure à 300 ppm poids.

Lits de garde :

[0077] Dans le cas où la charge contient des composés de type résines et/ou asphaltènes, il est avantageux de faire passer au préalable la charge sur un lit de catalyseur ou d'adsorbant différent du catalyseur d'hydrocraquage ou d'hydrotraitement. Les catalyseurs ou lits de garde utilisés ont la forme de sphères ou d'extrudés. Toute autre forme peut être utilisée. Parmi les formes particulières possibles sans que cette liste soit limitative: les cylindres creux, les anneaux creux, les anneaux de Raschig, les cylindres creux dentelés, les cylindres creux crénelés, les roues de charrettes dites pentaring, les cylindres a multiples trous, etc.

[0078] Ces catalyseurs peuvent avoir été imprégnés par une phase active ou non. De manière préférée, les catalyseurs sont imprégnés par une phase hydro-déshydrogénante. De manière très préférée, la phase CoMo ou NiMo est utilisée. Ces catalyseurs peuvent présenter de la macroporosité.

Conditions opératoires :

[0079] Les conditions opératoires telles que température, pression, taux de recyclage d'hydrogène, vitesse spatiale horaire, pourront être très variables en fonction de la nature de la charge, de la qualité des produits désirés et des installations dont dispose le raffineur. Le catalyseur d'hydrocraquage/hydroconversion ou hydrotraitement est généralement mis en contact, en présence d'hydrogène, avec les charges décrites précédemment, à une température supérieure à 200 °C, souvent comprise entre 250 et 480°C, avantageusement comprise entre 320 et 450°C, de préférence entre 330 et 435°C, sous une pression supérieure à 1 MPa, souvent comprise entre 2 et 25 MPa, de manière préférée entre 3 et 20 MPa, la vitesse spatiale étant comprise entre 0,1 et 20h^-1 et de préférence comprise entre 0,1 et 6h^-1, de manière plus préférée comprise entre 0,2 et 3h^-1, et la quantité d'hydrogène introduite est telle que le rapport volumique litre d'hydrogène / litre d'hydrocarbure soit compris entre 80 et 5000 NI/I et le plus souvent comprise entre 100 et 3000 NI/I.

[0080] Ces conditions opératoires utilisées dans les procédés d'hydrocraquage permettent généralement d'atteindre des conversions par passe, en produits convertis (i.e. à points d'ébullition inférieurs au point de coupe résidu) supérieures à 15 % et de manière encore plus préférée comprises entre 20 % et 95 %.

Les principaux objectifs :

[0081] L'invention est utilisable pour tous les hydrocraqueurs, à savoir :

• hydrocraqueur maxi-naphta avec un point de coupe résidu généralement entre 150°C et 190°C, de préférence entre 160°C et 190°C, et le plus souvent de 170°C-180°C
• hydrocraqueur maxi-kérosène avec un point de coupe résidu généralement entre 240°C et 290°C, et le plus souvent de 260°C-280°C
• hydrocraqueur maxi diesel avec un point de coupe résidu généralement entre 340°C et 385°C, et le plus souvent de 360°C-380°C.

Modes de mise en œuvre :

[0082] Les procédés d'hydrocraquage/hydroconversion mettant en œuvre les catalyseurs selon l'invention couvrent les domaines de pression et de conversion allant de l'hydrocraquage doux à l'hydrocraquage haute pression.

[0083] On entend par hydrocraquage doux, un hydrocraquage conduisant à des conversions modérées, généralement inférieures à 40 percent, et fonctionnant à basse pression, généralement entre 2 MPa et 9 MPa. Le catalyseur d'hydrocraquage peut être utilisé seul, en un seul ou plusieurs lits catalytiques en lit fixe, dans un ou plusieurs réacteurs, dans un schéma d'hydrocraquage dit en une étape, avec ou sans recyclage liquide de la fraction non convertie, éventuellement en association avec un catalyseur d'hydroraffinage situé en amont du catalyseur d'hydrocraquage.

[0084] L'hydrocraquage peut être opéré à haute pression (au moins 10MPa).

[0085] L'hydrocraquage peut selon une première variante être opéré selon un schéma d'hydrocraquage dit en deux étapes avec séparation intermédiaire entre les deux zones réactionnelles, dans une étape donnée, le catalyseur d'hydrocraquage peut être utilisé dans l'un ou dans les deux réacteurs en association ou non avec un catalyseur d'hydroraffinage situé en amont du catalyseur d'hydrocraquage.

[0086] L'hydrocraquage peut être opéré selon une deuxième variante, dite en une étape. Cette variante comprend généralement en premier lieu un hydroraffinage poussé qui a pour but de réaliser une hydrodéazotation et une hydrodésulfuration poussées de la charge avant que celle-ci ne soit envoyée sur le catalyseur d'hydrocraquage proprement dit, en particulier dans le cas où celui-ci comporte une zéolithe. Cet hydroraffinage poussé de la charge n'entraine qu'une conversion limitée de cette charge en fractions plus légères. La conversion, qui reste insuffisante, doit donc être complétée sur le catalyseur d'hydrocraquage plus actif.

[0087] La section d'hydrocraquage peut contenir un ou plusieurs lits de catalyseurs identiques ou différents. Lorsque les produits préférés sont les distillats moyens, on utilise des solides basiques amorphes, par exemple de l'alumine ou des silices-alumines ou des zéolithes basiques, éventuellement additionnées d'au moins un métal hydrogénant du groupe VIII et de préférence également additionnées d'au moins un métal du groupe VIB. Ces zéolithes basiques sont composées de silice, d'alumine, et d'un ou plusieurs cations échangeables tels que du sodium, du magnésium, du calcium ou des terres rares.

[0088] Lorsque l'essence est le produit majoritairement recherché, le catalyseur est généralement composé d'une zéolithe cristallisée sur laquelle on dépose de faibles quantités d'un métal du groupe VIII, et également de manière plus préférée d'un métal du groupe VIB.

[0089] Les zéolithes utilisables sont naturelles ou synthétiques et peuvent être par exemple choisies parmi les zéolithes X, Y ou L, la faujasite, la mordénite, l'érionite ou la chabasite.

[0090] L'hydrocraquage peut être opéré dans un seul ou plusieurs réacteurs en lit bouillonnant, avec ou sans recyclage liquide de la fraction non convertie, éventuellement en association avec un catalyseur d'hydroraffinage situé dans un réacteur en lit fixe ou en lit bouillonnant en amont du catalyseur d'hydrocraquage. Le lit bouillonnant s'opère avec retrait de catalyseur usé et ajout journalier de catalyseur neuf afin de conserver une activité du catalyseur stable.

Séparation liquide/gaz (4) :

[0091] Le séparateur (4) réalise la séparation du liquide et du gaz présents dans l'effluent sortant de l'unité d'hydrocraquage. Tout type de séparateur permettant cette séparation peut être utilisé, par exemple un ballon de flash, un stripper, voire une simple colonne à distiller.

Fractionnement (12)

[0092] La section de fractionnement est généralement constituée d'une ou plusieurs colonnes comprenant plusieurs plateaux et/ou garnissages internes qui peuvent être opérées de préférence à contrecourant. Ces colonnes sont habituellement strippées à la vapeur et comprennent un rebouilleur afin de faciliter la vaporisation. Elle permet de séparer l'hydrogène sulfuré (H2S) et les composant légers (méthane, éthane, propane, butane...) des effluents, ainsi que les coupes hydrocarbonées présentant des points d'ébullition dans le domaine des essences, du kérosène, du gasoil et une fraction lourde récupérée en fond de colonne dont tout ou partie peut être recyclée à la section d'hydrocraquage.

EXEMPLES :

Exemple 1 : art antérieur

[0093] Cet exemple est basé sur la configuration de la figure 1. Deux échantillons provenant d'une unité industrielle en opération, basée sur la configuration de la figure 1 ont été analysés. Les propriétés sont reportées dans le tableau 1 ci-après.

[0094] Il est à noter que compte tenu de la configuration, les flux 15a, 16, 18 et 23 ont exactement les mêmes propriétés.

[0095] Le fractionnement du flux 11 dans la colonne 12 a été simulé par programmation via le logiciel PRO/II version 8.3.3, commercialisé par la société SimSci. Les propriétés physiques et analytiques des flux résultants ont été simulées et confrontées aux propriétés physiques et analytiques des échantillons réels.

[0096] Les conditions opératoires de la colonne utilisées pour la simulation sont reportées dans le tableau 2 ci-après.

[0097] A partir des propriétés du flux 11 d'entrée de la colonne de fractionnement (voir tableau 1), la simulation PRO/II a pu établir les propriétés du flux 15 de sortie de la colonne de fractionnement, notamment la répartition en HPNA a pu être modélisée.

[0098] Sur la base de ces résultats, les configurations de l'invention ont été simulées. Les résultats sont exposés ci-après pour chaque configuration 2c ou 2d.

Tableau 1 : propriété des flux selon le schéma de la figure 1

Configuration		Flux de la Figure 1
Numéro de Flux		11	15a	18	16
Rendement	%pds	100	42	39,5	2,5
Quantité de diesel dans le flux	%pds	64,0	10,9	10,9	10,9
Sp gr		0,805	0,828	0,828	0,828

HPNA
Coronène	ppm pds	209	497	497	497
Dibenzo(e,phi)pérylène	ppm pds	33	78	78	78
Naphtho[8.2.1 abc] coronène	ppm pds	81	192	192	192
Ovalene	ppm pds	57	135	135	135
Total HPNA	ppm pds	378	902	902	902

TBP, %pds
Point d'ébullition Initial	°C	128	200	200	200
10%	°C	200	368	368	368
50%	°C	326	402	402	402
90%	°C	440	477	477	477
Point D'ébullition final	°C	524	524	524	524

1 : Densité relative SG= ρéchantillon à 20°C /ρH20 à 4°C où p est la densité exprimée en g/cm3

Tableau 2 : Conditions opératoires de la colonne

Conditions opératoires du fractionnement		Figure 1
Pression haut de colonne	barg	1,0
Pression bas de colonne	barg	1,5
Température Charge entrée	°C	377
Nombre de plateaux théoriques		34
Débit de vapeur de stripage	kg de vapeur/tonne de charge	17

Exemple 2 : Configuration 2c

[0099] Le tableau 3 ci-dessous donne les caractéristiques des courants 11, 16 et 18 (identique à 20) dans la configuration 2c issu de la simulation PRO/II. Les conditions opératoires de la colonne utilisées pour la simulation sont reportées tableau 4 :

Tableau 3 : propriété des flux selon le schéma de la figure 2c

Configuration	Flux de la Figure 2c
Numéro de Flux	11 entrée	18 recyclage Liquide	16 purge
Rendement	100	39,5	2,5
Quantité de diesel dans le flux	64,0	16,1	11,1
Sp gr	0,805	0,8275	0,8284

HPNA
Coronène	209	420	2153
Dibenzo(e,ghi)pérylène	33	91	313
Naphtho[8.2.1 abc] coronène	81	121	873
Ovalene	57	76	623
Total HPNA	378	707	3962

TBP, %pds
Point d'ébullition Initial	128	89	207
10%	200	363	368
50%	326	399	402
90%	440	475	478
Point D'ébullition final	524	524	524

1 : Densité relative SG= ρéchantillon à 20°C /ρH20 à 4°C ou p est la densité exprimée en g/cm3

Tableau 4 : conditions opératoires de la colonne

Conditions opératoires du fractionnement		Figure 2c
Pression haut de colonne	barg	1,0
Pression bas de colonne	barg	1,5
Température Charge entrée	°C	377
Nombre de plateaux théoriques		34
Débit de vapeur strippant	kg de vapeur/ton de charge	17

[0100] Par rapport à la configuration de la figure 1, la configuration 2c permet de maximiser la quantité d'HPNA (3962 ppm poids à comparer avec 902 ppm poids de la configuration 1) dans la fraction non convertie qui est purgée via la ligne 16. Conjointement la quantité d'HPNA est minimisée dans le courant qui repart à la section réactionnelle via la ligne 18 (707 ppm poids à comparer avec 902 ppm poids de la configuration 1) ce qui réduit la quantité d'HPNA de 21,6 %.

[0101] D'autre part, la proportion de HPNA lourd réfractaire et empoisonnant (Naphto[8,2,1 abc]+coronène + Ovalène) par rapport à la quantité d'HPNA total dans le flux qui repart à la section réactionnelle est plus faible pour la configuration 2c (27,8%) que pour la configuration 1 (36,3 %). Ce qui indique que non seulement il y a moins d'HPNA total dans le flux qui retourne à la section réactionnelle via la ligne 18 mais en plus que la proportion d'HPNA lourd réfractaire et empoisonnant (Naphto [8,2,1 abc] coronène + Ovalène) est plus faible.

Exemple 5 : Configuration 2d

[0102] Le tableau 5 ci-dessous donne les caractéristiques des courants 11, 16 et 18 dans la configuration 2d issu de la simulation PRO/II. Les conditions opératoires de la colonne utilisées pour la simulation sont reportées tableau 6 :

Tableau 5 : propriété des flux selon le schéma de la figure 2d

Configuration	Flux de la figure 2d
Numéro de Flux	11 entrée	18 recyclage Liquide	16 purge
Rendement	100	39,5	2,5
Quantité de diesel dans le flux	64,0	6,8	4,0
Sp gr	0,805	0,8273	0,8338

HPNA
Coronène	209	405	2682
Dibenzo(e,ghi)pérylène	33	106	379
Naphtho[8.2.1 abc] coronène	81	87	1106
Ovalene	57	46	792
Total HPNA	378	644	4959

TBP, %pds
Point d'ébullition Initial	128	78	298
10%	200	388	388
50%	326	399	442
90%	440	474	516
Point D'ébullition final	524	524	524

1 : Densité relative SG= ρéchantillon à 20°C /ρH20 à 4°C ou p est la densité exprimée en g/cm3

Tableau 6 : conditions opératoires de la colonne

Conditions opératoires du fractionnement		Figure 2d
Pression haut de colonne	barg	1,0
Pression bas de colonne	barg	1,5
Température Charge entrée	°C	377
Nombre de plateaux théoriques		34
Débit de vapeur strippant	kg de vapeur/ton de charge	17
Conditions opératoires du stripeur latéral
Pression haut de colonne	barg	1,4
Pression bas de colonne	barg	1,5
Nombre de plateaux théoriques		6
Débit de vapeur strippant	kg de vapeur/ton de charge	28

[0103] Par rapport à la configuration de la figure 1, la configuration 2d permet de maximiser la quantité d'HPNA (4959 ppm poids à comparer avec 902 ppm poids de la configuration 1) dans la fraction non convertie qui est purgée via la ligne (16).

[0104] Conjointement la quantité d'HPNA est minimisée dans le courant qui repart à la section réactionnelle via la ligne (18) (644 ppm poids à comparer avec 902 ppm poids de la configuration 1) ce qui réduit la quantité d'HPNA de 28,6 %.

[0105] D'autre part, la proportion de HPNA lourd réfractaire et empoisonnant (Naphto[8,2,1 abc] coronène + Ovalène) par rapport à la quantité d'HPNA total dans le flux (18) qui repart à la section réactionnelle est plus faible pour la configuration 2d (20,7 %) que pour la configuration 1 (36,3 %). Ce qui indique que non seulement il y a moins d'HPNA total dans le flux qui retourne à la section réactionnelle via la ligne (18) mais en plus que la proportion d'HPNA lourd réfractaire et empoisonnant (Naphto[8,2,1 abc] coronène + Ovalène) est plus faible.

[0106] De plus, cette configuration permet également de minimiser la quantité de diesel qui est renvoyée à la section réactionnelle via la ligne 18 puisque la quantité de diesel renvoyé à la section réactionnelle est seulement de 6,8 % poids à comparer avec 10,9 % poids dans la configuration 1.

Revendications

1. Procédé d'hydrocraquage d'une charge pétrolière comprenant au moins 10% volume de composés bouillant au-dessus de 340°C, comprenant une étape d'hydrocraquage, éventuellement suivie d'une séparation des gaz de l'effluent hydrocraqué, puis d'une étape de fractionnement dudit effluent, qui sépare au moins un distillat et un résidu, ladite étape de fractionnement comporte une distillation dans une colonne munie de plateaux, colonne dans laquelle

- ledit effluent au moins partiellement vaporisé alimente la colonne sur un plateau d'alimentation,

- ledit distillat est soutiré au niveau d'un plateau de soutirage,

- ledit résidu est évacué à un point d'évacuation,

- et un gaz de stripage est injecté à un point d'injection situé en-dessous du plateau d'alimentation,
procédé dans lequel

- il est soutiré de la colonne une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (I) qui est le plateau d'alimentation ou un plateau situé entre le plateau d'alimentation et ledit point d'injection du gaz de stripage,

- tout ou partie dudit flux soutiré est recyclée dans l'étape d'hydrocraquage,

- et le résidu est entièrement purgé,

dans lequel il est soutiré de la colonne une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (II) situé entre le plateau d'alimentation et le plateau de soutirage de la fraction distillat la plus lourde, ledit au moins un plateau (II) étant situé au-dessus dudit plateau d'alimentation,
dans lequel tout ou partie, et de préférence la totalité, dudit flux soutiré dudit plateau (II) est strippé dans une étape de stripage externe par un gaz de stripage, et tout ou partie, et de préférence la totalité, l'effluent gazeux séparé est recyclé dans la colonne au-dessus du plateau duquel ledit flux a été soutiré, et tout ou partie, et de préférence la totalité, de l'effluent liquide séparé est recyclé dans l'étape d'hydrocraquage.

2. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel ledit flux soutiré au niveau du plateau (I) est soutiré au niveau du plateau d'alimentation ou d'un plateau situé en-dessous du plateau d'alimentation et proche dudit plateau d'alimentation, et de préférence au niveau du plateau le plus proche du plateau d'alimentation.

3. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel ledit flux soutiré est recyclé dans l'étape d'hydrocraquage directement ou après une éventuelle séparation des gaz, et de préférence directement.

4. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le flux soutiré au niveau du plateau (I) ou du plateau (II) présente une concentration en HPNA inférieure à 500 ppm poids, préférentiellement inférieure à 350 ppm poids

5. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le flux soutiré au niveau du plateau (I) ou du plateau (II) présente une proportion d'au moins 70 % poids en hydrocarbure non convertis, préférentiellement d'au moins 80 % poids en hydrocarbures non convertis

6. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel tout ou partie, et de préférence la totalité, dudit flux soutiré est strippé dans une étape de stripage externe par un gaz de stripage, et tout ou partie, et de préférence la totalité, de l'effluent gazeux séparé est recyclé dans la colonne au niveau du plateau le plus proche du plateau duquel ledit flux a été soutiré.

7. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le gaz de stripage injecté dans l'étape de stripage externe est de la vapeur d'eau, de préférence à une pression comprise entre 0,2 et 1,5MPa.

8. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel un gaz de stripage est injecté dans l'étape de fractionnement, de préférence ce gaz est de la vapeur d'eau, de préférence à une pression comprise entre 0,2 et 1,5MPa.

9. Installation comprenant :

- une section d'hydrocraquage (2) munie d'une ligne (1) d'entrée de la charge et d'une ligne (8) d'entrée de l'hydrogène,

- éventuellement suivie d'une zone de séparation (4) de l'effluent pour séparer une fraction gazeuse,

- suivie d'une section de fractionnement (12) comprenant au moins une colonne de distillation munie de plateaux, ladite colonne comportant :

- au moins une ligne (11) d'entrée de l'effluent hydrocraqué au moins partiellement vaporisé sur au moins un plateau d'alimentation,

- au moins une ligne (14) pour le soutirage d'au moins un distillat au niveau d'un plateau de soutirage,

- au moins une ligne (16) d'évacuation sous forme de purge de la totalité du résidu,

- et comprenant au moins une ligne (19) pour l'injection d'un gaz de stripage, le point d'injection étant situé en-dessous du plateau d'alimentation,

installation comprenant en outre :

- au moins une ligne (20) pour le soutirage d'une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (I) qui est le plateau d'alimentation ou un plateau situé entre le plateau d'alimentation et ledit point d'injection du gaz de stripage,

- au moins une ligne (18) pour le recyclage de tout ou partie, de préférence de la totalité dudit flux soutiré dans l'étape d'hydrocraquage,

- au moins une ligne (21) pour le soutirage d'une partie du flux présent au niveau d'au moins un plateau (II) situé entre le plateau d'alimentation et le plateau de soutirage de la fraction distillat la plus lourde, ledit au moins un plateau (II) étant situé au-dessus dudit plateau d'alimentation,

- un stripeur (25) externe à la colonne, muni d'une ligne (21) d'entrée dudit flux soutiré, d'une ligne (26) d'injection du gaz de stripage, d'une ligne (22) de sortie de la fraction gazeuse, d'une ligne (23) de sortie de la fraction liquide,

- une ligne (22) de recyclage de tout ou partie, et de préférence de la totalité, de ladite fraction gazeuse dans ladite colonne, la ligne (22) débouchant dans la colonne au-dessus du plateau duquel ledit flux a été soutiré,

- une ligne (23) de recyclage de tout ou partie, et de préférence de la totalité, de ladite fraction liquide dans l'étape d'hydrocraquage.

10. Installation selon la revendication 9 comportant au moins une ligne (18) pour le recyclage de la totalité dudit flux soutiré directement dans l'étape d'hydrocraquage.

11. Installation selon l'une des revendications 9 ou 10 ne comportant pas de ligne de recyclage de la fraction liquide, séparée à l'étape de stripage, vers la colonne de fractionnement.

12. Installation selon l'une des revendications 9 à 11 ne comportant pas de ligne de recyclage du résidu dans la colonne.

13. Installation selon l'une des revendications 9 à 12 comportant une ligne (22) débouchant dans la colonne au-dessus du plateau (II) duquel ledit flux a été soutiré, au niveau du plateau le plus proche.

Ansprüche

1. Verfahren zum Hydrocracken einer Erdölcharge, umfassend mindestens 10 Vol.-% von Verbindungen, die über 340 °C sieden, umfassend einen Schritt des Hydrocrackens, eventuell gefolgt von einer Abtrennung der Gase des hydrogecrackten Abflusses, dann einem Schritt der Fraktionierung des Abflusses, der mindestens ein Destillat und einen Rückstand trennt, wobei der Fraktionierungsschritt eine Destillation in einer mit Platten versehenen Kolonne umfasst, wobei in der Kolonne

- der zumindest teilweise verdampfte Abfluss die Kolonne auf einer Versorgungsplatte versorgt,

- das Destillat im Bereich einer Entnahmeplatte entnommen wird,

- der Rückstand an einem Ableitungspunkt abgeleitet wird,

- und ein Strippinggas an einem Injektionspunkt, der sich unter der Versorgungsplatte befindet, injiziert wird,
wobei bei dem Verfahren

- aus der Kolonne ein Teil des Stroms entnommen wird, der im Bereich mindestens einer Platte (I), die die Versorgungsplatte ist, oder einer Platte, die sich zwischen der Versorgungsplatte und dem Injektionspunkt des Strippinggases befindet, vorhanden ist,

- die Gesamtheit oder ein Teil des entnommenen Stroms in dem Schritt des Hydrocrackens entnommen wird,

- und der Rückstand zur Gänze beseitigt wird,

bei dem aus der Kolonne ein Teil des Stroms entnommen wird, der im Bereich mindestens einer Platte (II) vorhanden ist, die sich zwischen der Versorgungsplatte und der Entnahmeplatte der schwersten Destillatfraktion befindet, wobei die mindestens eine Platte (II) über der Versorgungsplatte angeordnet ist,
bei dem die Gesamtheit oder ein Teil und vorzugsweise die Gesamtheit des aus der Platte (II) entnommenen Stroms in einem externen Strippingschritt durch ein Strippinggas gestrippt wird, und die Gesamtheit oder ein Teil und vorzugsweise die Gesamtheit des abgetrennten gasförmigen Abflusses in die Kolonne über der Platte, von der der Strom entnommen wurde, zurückgeführt wird, und die Gesamtheit oder ein Teil und vorzugsweise die Gesamtheit des abgetrennten flüssigen Abflusses in dem Schritt des Hydrocrackens zurückgeführt wird.

2. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der im Bereich der Platte (I) entnommene Strom im Bereich der Versorgungsplatte oder einer Platte, die sich unter der Versorgungsplatte und nahe der Versorgungsplatte und vorzugsweise im Bereich der der Versorgungsplatte nächsten Platte befindet, entnommen wird.

3. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der entnommene Strom in den Schritt des Hydrocrackens direkt oder nach einer eventuellen Abtrennung der Gase und vorzugsweise direkt zurückgeführt wird.

4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der im Bereich der Platte (I) oder der Platte (II) entnommene Strom eine Konzentration an HPNA unter 500 Gew.-ppm, vorzugsweise unter 350 Gew.-ppm, aufweist.

5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der im Bereich der Platte (I) oder der Platte (II) entnommene Strom ein Verhältnis von mindestens 70 Gew.-% nicht umgewandelter Kohlenwasserstoffe, vorzugsweise mindestens 80 Gew.-% nicht umgewandelter Kohlenwasserstoffe, aufweist.

6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Gesamtheit oder ein Teil und vorzugsweise die Gesamtheit des entnommenen Stroms in einem externen Strippingschritt durch ein Strippinggas gestrippt wird, und die Gesamtheit oder ein Teil und vorzugsweise die Gesamtheit des abgetrennten gasförmigen Abflusses in die Kolonne im Bereich der Platte, die der Platte, aus der der Strom entnommen wurde, am nächsten ist, zurückgeführt wird.

7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem das in dem externen Strippingschritt injizierte Strippinggas Wasserdampf vorzugsweise mit einem Druck zwischen 0,2 und 1,5 MPa ist.

8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem ein Strippinggas in dem Fraktionierungsschritt injiziert wird, wobei dieses Gas vorzugsweise Wasserdampf ist, vorzugsweise mit einem Druck zwischen 0,2 und 1,5 MPa.

9. Anlage, umfassend:

- einen Abschnitt zum Hydrocracken (2), der mit einer Eingangsleitung (1) der Charge und einer Eingangsleitung (8) des Wasserstoffes versehen ist,

- eventuell gefolgt von einer Trennungszone (4) des Abflusses, um eine Gasfraktion abzutrennen,

- gefolgt von einem Fraktionierungsabschnitt (12), umfassend mindestens eine mit Platten versehene Destillationskolonne, wobei die Kolonne umfasst:

- mindestens eine Eingangsleitung (11) des zumindest teilweise hydrogecrackten Abflusses auf mindestens einer Versorgungsplatte,

- mindestens eine Leitung (14) zur Entnahme mindestens eines Destillats im Bereich einer Entnahmeplatte,

- mindestens eine Ableitung (16) in Form einer Beseitigung der Gesamtheit des Rückstandes,

- und umfassend mindestens eine Leitung (19) zur Injektion eines Strippinggases, wobei sich der Injektionspunkt unter der Versorgungsplatte befindet,

wobei die Anlage ferner umfasst:

- mindestens eine Leitung (20) zur Entnahme eines Teils des Stroms, der im Bereich mindestens einer Platte (I), die die Versorgungsplatte ist, oder einer Platte, die sich zwischen der Versorgungsplatte und dem Injektionspunkt des Strippinggases befindet, vorhanden ist,

- mindestens eine Leitung (18) zur Rückführung der Gesamtheit oder eines Teils und vorzugsweise der Gesamtheit des in dem Schritt des Hydrocrackens entnommenen Stroms,

- mindestens eine Leitung (21) zur Entnahme eines Stroms, der im Bereich mindestens einer Platte (II) vorhanden ist, die sich zwischen der Versorgungsplatte und der Entnahmeplatte der schwersten Destillatfraktion befindet, wobei sich die mindestens eine Platte (II) über der Versorgungsplatte befindet,

- einen zur Kolonne externen Stripper (25), der mit einer Eingangsleitung (21) des entnommenen Stroms, einer Injektionsleitung (26) des Strippinggases, einer Ausgangsleitung (22) der Gasfraktion, einer Ausgangsleitung (23) der flüssigen Fraktion versehen ist,

- eine Leitung (22) zur Rückführung der Gesamtheit oder eines Teils und vorzugsweise der Gesamtheit der Gasfraktion in die Kolonne, wobei die Leitung (22) in die Kolonne über der Platte, aus der der Strom entnommen wurde, mündet,

- eine Leitung (23) zur Rückführung der Gesamtheit oder eines Teils und vorzugsweise der Gesamtheit der flüssigen Fraktion in den Schritt des Hydrocrackens.

10. Anlage nach Anspruch 9, umfassend mindestens eine Leitung (18) zur Rückführung der Gesamtheit des entnommenen Stroms direkt in den Schritt des Hydrocrackens.

11. Anlage nach einem der Ansprüche 9 oder 10, nicht umfassend eine Leitung zur Rückführung der flüssigen Fraktion, die in dem Strippingschritt abgetrennt wurde, zu der Fraktionierungskolonne.

12. Anlage nach einem der Ansprüche 9 bis 11, nicht umfassend eine Leitung zur Rückführung des Rückstandes in die Kolonne.

13. Anlage nach einem der Ansprüche 9 bis 12, umfassend eine Leitung (22), die in die Kolonne über der Platte (II), aus der der Strom entnommen wurde, im Bereich der nächsten Platte mündet.

Claims

1. A process for hydrocracking an oil feed comprising at least 10% by volume of compounds boiling above 340°C, comprising a hydrocracking step, optionally followed by a separation of the gases from the hydrocracked effluent, then a step for fractionation of said effluent, which separates at least one distillate and a residue, , said fractionation step comprising a distillation in a column provided with plates, in which column:

• said at least partially vaporized effluent is supplied to the column over at least one supply plate,

• said distillate is withdrawn from the level of a withdrawal plate,

• said residue is evacuated at an evacuation point,

• and, a stripping gas is injected at an injection point located below the supply plate,
in which process

• a portion of the stream present at the level of at least one plate (I) which is the supply plate or a plate located, between the supply plate and said stripping gas injection point is withdrawn from the column,

• all or a portion of said withdrawn stream is recycled to the hydrocracking step,

• and the residue is purged in its entirety,

in which a portion of the stream present at the level of at least one plate (II) located between the supply plate and the withdrawal plate for the heaviest distillate is withdrawn from the column, said at least one plate (II) being located above said supply plate ,
in which all or a portion, preferably all, of said stream withdrawn from said plate (II) is stripped in an external stripping step by a stripping gas, and all or a portion, preferably all, of the separated gaseous effluent is recycled to the column above the plate from which said stream has been withdrawn, and all or a portion, preferably all, of the separated liquid effluent is recycled to the hydrocracking step.

2. The process as claimed in one of the preceding claims, in which said stream is withdrawn at the level of the supply plate or of a plate located below the supply plate and close to said supply plate, preferably at the level of the plate which is closest to the supply plate, is withdrawn from the column.

3. The process as claimed in one of the preceding claims, in which said withdrawn stream is recycled to the hydrocracking step directly or after optionally separating the gases, and preferably directly.

4. The process as claimed in one of the preceding claims, in which the stream withdrawn from the level of the plate (I) or the plate (II) has a concentration of HPNA of less than 500 ppm by weight, preferably less than 350 ppm by weight.

5. The process as claimed in one of the preceding claims, in which the stream withdrawn from the level of the plate (I) or the plate (II) has a proportion of at least 70% by weight of unconverted hydrocarbons, preferably at least 80% by weight of unconverted hydrocarbons.

6. The process as claimed in any preceding claims, in which all or a portion, preferably all, of said withdrawn stream is stripped in an external stripping step using a stripping gas, and all or a portion, preferably all, of the separated gaseous effluent is recycled to the column at the level of the plate closest to the plate from which said stream has been withdrawn.

7. The process as claimed in any preceding claims, in which the stripping gas injected into the external stripping step is steam, preferably at a pressure in the range 0.2 to 1.5 MPa.

8. The process as claimed in one of the preceding claims, in which a stripping gas is injected into the fractionation step, the gas preferably being steam, preferably at a pressure in the range 0.2 to 1.5 MPa.

9. A facility comprising:

• a hydrocracking section (2) provided with an inlet line (1) for the feed and an inlet line (8) for hydrogen,

• optionally followed by a zone (4) for separating effluent in order to separate a gaseous fraction,

• followed by a fractionation section (12) comprising at least one distillation column provided with plates, said column comprising:

∘ at least one line (11) for the inflow of at least partially vaporized hydrocracked effluent onto at least one supply plate,

∘ at least one line (14) for withdrawing at least one distillate from the level of a withdrawal plate,

∘ at least one line (16) for evacuating as a purge the entirety of the residue,

• and comprising at least one line (19) for injecting a stripping gas, the injection point being located below the supply plate,

the facility further comprising:

• at least one line (20) for withdrawing a portion of the stream present at the level of at least one plate (I) which is the supply plate or a plate between the supply plate and said stripping gas injection point,

• at least one line (18) for recycling all or a portion of said withdrawn stream, preferably all, to the hydrocracking step,

• at least one line (21) for withdrawing a portion of the stream present at the level of at least one plate (II) located between the supply plate and the plate for withdrawing the heaviest distillate fraction, said at least one plate (II) being located above the supply plate,

• a stripper (25) external to the column, provided with an inlet line (21) for said withdrawn stream, a stripping gas injection line (26), an outlet line (22) for the gaseous fraction, an outlet line (23) for the liquid fraction,

• a line (22) for recycling all or a portion, preferably all, of said gaseous fraction to said column, the line (22) discharging into the column above the plate from which said stream has been withdrawn,

• a line (23) for recycling all or a portion, preferably all, of said liquid fraction to the hydrocracking step.

10. The facility as claimed in claim 9, comprising at least one line (18) for recycling said withdrawn stream in its entirety directly to the hydrocracking step.

11. The facility as claimed in claim 9 or claim 10, which does not comprise a line for recycling the liquid fraction separated in the stripping step to the fractionation column.

12. The facility as claimed in one of claims 9 to 11, which does not comprise a line for recycling residue to the column.

13. The facility as claimed in one of claims 9 to 12, comprises a line (22) discharging into the column above the plate (II) from which said stream has been withdrawn, at the level of the plate closest.

Dessins