DOMAINE DE L'INVENTION :
[0001] L'invention concerne le domaine de la conversion profonde de charges hydrocarbonées
lourdes qui permet d'obtenir des coupes hydrocarbonées valorisables telles que du
gaz de pétrole liquéfié (Liquified Petroleum Gas ou LPG selon la terminologie anglo-saxonne),
des essences ou naphtas, du kérosène, du gasoil et des huiles.
[0002] L'invention porte sur des schémas de procédés permettant d'améliorer les performances
des unités de conversion en introduisant une extraction des aromatiques.
[0003] Les raffineries comprennent en règle générale une unité d'hydroconversion profonde
du résidu, suivie d'un fractionnement atmosphérique, puis d'un fractionnement sous
vide et en aval, une unité de craquage catalytique ou/et une unité d'hydrocraquage.
Eventuellement, une unité de désasphaltage du résidu non converti lors de l'hydroconversion
est également présente.
[0004] Les procédés d'hydroconversion profonde sont utilisés en raffinerie pour transformer
des mélanges hydrocarbonés lourds en produits aisément valorisables. Ils sont habituellement
principalement utilisés pour convertir des charges lourdes telles que des coupes pétrolières
ou synthétiques lourdes, par exemple des résidus issus de distillation atmosphérique
et sous vide afin de les convertir en essence et gasoil plus légers. Lors de l'hydroconversion,
du fioul gaz, et des coupes légères tel que les LPG (gaz de pétrole liquéfié) et du
naphta (coupe essence) sont également produits.
[0005] Le procédé d'hydroconversion profonde peut être un hydrocraquage de résidu en lit
bouillonnant. Cette technologie est notamment commercialisée sous le nom de H-OIL
®. La charge est alors usuellement du résidu sous vide.
[0006] L'unité d'hydroconversion profonde produit du résidu non converti lourd à forte teneur
en asphaltènes. Les asphaltènes sont instables et tendent à précipiter dans les points
chauds comme les fours et les fonds de colonne (tout particulièrement dans la colonne
sous vide). En conséquence, les unités et les colonnes sont périodiquement arrêtées
pour être nettoyées, ce qui réduit leur temps de disponibilité. Typiquement, les durées
continues d'opération (« runs » dans la terminologie anglo-saxonne) durent deux ans,
puis les unités sont arrêtées et ouvertes pour nettoyage. La colonne sous-vide est
arrêtée encore plus fréquemment (typiquement tous les ans).
[0007] Les asphaltènes constituent une famille de composés solubles dans les solvants aromatiques
et polyaromatiques et insolubles dans les hydrocarbures aliphatiques (N-pentane, N-heptane...).
Leur structure et leur composition varient suivant l'origine de la charge pétrolière,
mais certains atomes et groupements de ladite structure sont toujours présents dans
des proportions variables. Parmi ces atomes, on peut citer l'oxygène, le soufre, l'azote,
les métaux lourds tels que par exemple le nickel et le vanadium. La présence de nombreux
groupements polycycliques donne aux molécules d'asphaltènes un caractère hautement
aromatique. Du fait de leur insolubilité dans les hydrocarbures aliphatiques et en
fonction de la nature plus ou moins aromatique du pétrole brut ou des coupes pétrolières
(également désignés par produits dérivés), les asphaltènes peuvent précipiter. Ce
phénomène engendre la formation de dépôt dans les lignes et les équipements de production
(réacteurs, ballons, colonnes et échangeurs).
[0008] Les résines sont des composés hydrocarbonés analogues aux asphaltènes, mais elles
sont solubles dans des solvants tels que le N-pentane ou l'N-heptane à l'inverse des
asphaltènes. Les résines sont typiquement constituées d'un noyau polycyclique condensé,
composé de cycles aromatiques et cyclaniques et d'hétérocycles sulfurés ou azotés
avec un poids moléculaire inférieur et une structure moins condensée que les asphaltènes.
[0009] Un premier moyen d'améliorer la stabilité du résidu est de jouer sur la conversion
dans la section réactionnelle en la limitant. Dans ce cas, la stabilité du résidu
dicte la conversion maximum atteignable dans les unités d'hydroconversion profonde
(typiquement de 60% à plus de 80% poids).
[0010] Un autre moyen d'obtenir un accroissement de la conversion des unités d'hydroconversion
profonde est de mélanger à la charge un diluant (5 à 10% poids, et typiquement jusqu'à
20% poids) constitué de charges lourdes riches en composés aromatiques et résines
seules ou en mélange. Cela permet d'opérer avec des durées continues d'opération (runs
suivant la terminologie anglo saxonne) plus longues ou bien à durée d'opération équivalente
à des taux de conversion plus élevés. Typiquement, ce diluant peut être du slurry
de craquage catalytique (à savoir la boue ou fraction résiduelle lourde issue du FCC,
coupe 360°C
+ à dominante aromatique).
[0011] En pratique, les raffineurs associent les deux moyens (conversion adaptée et dilution
de la charge) dans l'unité d'hydroconversion afin de limiter les dépôts d'asphaltènes.
[0012] Dans une raffinerie typique, les diluants possibles, comme la fraction résiduelle
lourde (slurry) de craquage catalytique, sont disponibles en quantité limitée et sont
donc un facteur limitant la conversion maximale atteignable dans les unités d'hydroconversion
profonde.
ART ANTERIEUR :
[0013] De nombreux schémas ont été mis en oeuvre afin de résoudre les problèmes cités ci-dessus,
dans un objectif d'améliorer les procédés d'hydroconversion profonde en augmentant
les rendements en produits valorisables tout en maintenant un coût de fonctionnement
optimal.
[0014] Les brevets
US 5,980,730 et
US 6,017,441 décrivent un procédé de conversion profonde d'une fraction pétrolière lourde, ledit
procédé comprenant une étape d'hydroconversion en lit bouillonnant triphasique, une
distillation atmosphérique de l'effluent obtenu, une distillation sous vide du résidu
atmosphérique obtenu, un désasphaltage du résidu sous vide obtenu et un hydrotraitement
de la fraction désasphaltée. Il est également possible dans ce procédé d'envoyer au
moins une fraction liquide lourde issue de l'étape d'hydrotraitement dans une section
de craquage catalytique en lit fluidisé ou de recycler une partie de la fraction désasphaltée
ou une partie de l'asphalte à l'entrée de l'hydroconversion.
[0015] Le
brevet FR 2 969 650 B1 décrit un procédé de conversion de charge hydrocarbonée comprenant une huile de schiste
ledit procédé comprenant une étape d' hydroconversion en lit bouillonnant, une distillation
atmosphérique de l'effluent obtenu et une extraction liquide/liquide de la fraction
résidu atmosphérique avec un solvant permettant d'extraire les aromatiques et les
résines. Selon les variantes du procédé, il est possible d'envoyer une fraction du
raffinat dans une section de craquage catalytique et de recycler une fraction de l'extrait
vers l'unité d'hydroconversion. Le résidu atmosphérique issu de l'hydroconversion
n'étant pas désasphalté dans le procédé décrit dans ce brevet, l'extrait issu de l'unité
d'extraction est susceptible de contenir des asphaltènes ce qui conduirait à une dégradation
des performances de l'hydroconversion en cas de recyclage de celui-ci à l'hydroconversion.
De plus, le procédé décrit dans ce brevet est spécifiquement adapté au traitement
des charges comprenant des huiles de schiste dont la nature est différente des charges
hydrocarbures conventionnelles.
[0016] Le brevet
FR 2 984 917 B1 décrit un procédé pour optimiser la production de distillat moyen au sein d'une raffinerie
contenant au moins une unité de craquage catalytique pour lequel une des variantes
consiste à soumettre le résidu sous vide provenant d'une unité de craquage catalytique
à une extraction au solvant des aromatiques ou selon une variante à un désasphaltage
au propane, puis envoyer l'extrait au fioul et recycler le raffinat à l'entrée de
l'unité de craquage catalytique. Dans le procédé décrit dans ce brevet, l'extrait
de l'unité d'extraction n'est pas valorisé vers l'unité d'hydroconversion.
[0017] La demande de brevet
US 2013/0026065 A1 décrit un procédé permettant de produire des combustibles de transport à partir d'hydrocarbures
lourds en les soumettant à une extraction liquide/liquide des aromatiques, puis en
envoyant la fraction enrichie en aromatiques à un hydrocraqueur et la fraction appauvrie
en aromatiques à une unité de craquage catalytique.
[0018] La demande
14/62.715 déposée le 18 décembre 2014 par la Demanderesse, non publiée, décrit un procédé de conversion profonde de résidus
comprenant une étape d'hydroconversion, une étape de séparation, une étape d'hydrocraquage
de la fraction gazole sous vide, une étape de fractionnement de l'effluent d'hydrocraquage
et un recyclage de la fraction gazole sous-vide non convertie dans l'étape d'hydroconversion,
dans l'objectif de maximiser la production de gazole.
[0019] Aucun des documents de l'art antérieur ne permet néanmoins de résoudre l'ensemble
des problèmes cités.
[0020] Le procédé selon l'invention propose d'ajouter à la suite de l'unité d'hydroconversion
profonde et de la section de fractionnement, une unité de désasphaltage, suivie par
une unité d'extraction des hydrocarbures aromatiques et résines sur la fraction résidu
issue du fractionnement sous vide, et de valoriser l'extrait et le raffinat obtenus
à l'unité d'extraction des aromatiques.
[0021] L'invention permet d'améliorer simultanément les performances de l'unité d'hydroconversion
profonde et celles des éventuelles unités situées en aval comme l'hydrocraquage ou
le craquage catalytique.
[0022] En effet, par rapport au schéma de raffinerie usuel, le procédé selon l'invention
permet d'obtenir des rendements en coupes hydrocarbonées valorisables supérieurs tout
en garantissant la même durée de cycle à l'unité d'hydroconversion profonde, voire
en l'augmentant, et en améliorant les performances des unités aval.
[0023] La présente invention a pour objet de pallier les inconvénients des procédés de l'art
antérieur en extrayant des effluents d'hydroconversion profonde une fraction lourde
enrichie en composés aromatiques et résines,
- pour d'une part, utiliser cette fraction extraite en diluant aromatique à l'hydroconversion,
- d'autre part, utiliser le raffinat issu de cette extraction dans les unités aval éventuelles
comme l'hydrocraquage et / ou le craquage catalytique.
Le procédé selon l'invention permet d'atteindre des rendements en produits valorisables
plus importants au moyen d'une extraction des aromatiques et résines contenus dans
le résidu non converti issu de l'hydroconversion profonde selon les variantes de schémas
de procédé détaillées ci-après.
RESUME DE L'INVENTION :
[0024] L'invention concerne un procédé de conversion profonde d'une charge hydrocarbonée
lourde comprenant les étapes suivantes :
- a) hydroconversion en lit bouillonnant de la charge, en présence d'hydrogène, dans
une section d'hydroconversion comprenant au moins un réacteur triphasique, contenant
au moins un catalyseur d'hydroconversion supporté,
- b) fractionnement atmosphérique d'au moins une partie de l'effluent liquide hydroconverti
issu de l'étape a) dans une section de fractionnement atmosphérique pour produire
une fraction comprenant une coupe essence et une coupe gazole, et un résidu atmosphérique
;
- c) fractionnement sous vide d'au moins une partie du résidu atmosphérique issu de
l'étape b) dans une section de fractionnement sous vide pour obtenir une fraction
gazole sous vide comprenant des distillats sous vide léger (LVGO) et lourd (HVGO),
et une fraction résidu sous vide non convertie,
- d) désasphaltage d'au moins une partie de la fraction résidu sous vide non convertie
issue de l'étape c) dans une section de désasphaltage au moyen d'un solvant organique
dans des conditions permettant d'obtenir une coupe hydrocarbonée appauvrie en asphaltènes
dite huile désasphaltée et de l'asphalte résiduel.
- e) extraction liquide-liquide sur la coupe hydrocarbonée appauvrie en asphaltènes
dans une section d'extraction des aromatiques au moyen d'un solvant polaire dans des
conditions permettant l'extraction des aromatiques pour produire un extrait enrichi
en aromatiques et résines et un raffinat appauvri en aromatiques et résines, l'extrait
étant envoyé au moins en partie comme diluant aromatique vers l'entrée de la section
d'hydroconversion.
Le procédé selon l'invention peut comprendre en outre :
- une étape f1) d'hydrocraquage d'au moins une partie du raffinat issu de l'étape d'extraction
e) dans un réacteur comprenant au moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit fixe
pour produire une fraction essence, une fraction gazole (GO), gazole sous vide (VGO)
et une fraction d'huile non convertie (UCO)
- et/ou une étape f2) de craquage catalytique en lit fluidisé d'au moins une partie
du raffinat issu de l'extraction e) dans un réacteur en lit fluidisé pour produire
une fraction gazeuse, une fraction essence, une fraction gazole et une fraction résiduelle
lourde dite slurry.
[0025] La fraction d'huile non convertie issue de l'hydrocraquage et/ou la fraction résiduelle
lourde issue du craquage catalytique peuvent être envoyées vers la section d'extraction
des aromatiques.
[0026] L'extrait peut être en partie utilisé comme huile de fluxage en mélange avec l'asphalte
résiduel produit par l'étape de désasphaltage d) pour donner un combustible liquide
ou pour entrer dans la composition de bitumes ou pour alimenter une unité de cokéfaction.
[0027] Le raffinat produit par l'unité d'extraction des aromatiques peut être envoyé vers
l'unité d'hydrocraquage et/ou vers l'unité de craquage catalytique de manière concomitante
à une ou plusieurs autres charges choisies parmi du gazole sous vide de distillation
directe du pétrole brut (Straight Run VGO) et les distillats sous vide léger (LVGO)
et lourd (HVGO) obtenus en sortie du fractionnement sous vide c).
[0028] Au moins une partie du distillat sous vide léger (LVGO) ou du distillat sous vide
lourd (HVGO) est envoyée dans la section-d'extraction des aromatiques.
[0029] Dans une variante, une partie du résidu atmosphérique est envoyée directement dans
la section de désasphaltage.
L'étape a) d'hydroconversion est opérée de préférence sous une pression absolue comprise
entre 5 et 35 MPa, à une température moyenne pondérée du lit catalytique de 300 à
600 °C, à une vitesse volumique horaire allant de 0,1 h-1 à 10 h-1 et à un ratio H2/HC hydrogène sur charge allant de 200 à 1000m3/m3.
L'étape f1) d'hydrocraquage est opérée de préférence sous une température moyenne
du lit catalytique comprise entre 300 et 550°C, une pression comprise entre 5 et 35
MPa, une vitesse spatiale liquide comprise entre 0,1 et 10 h-1.
L'étape f2) de craquage catalytique en lit fluidisé est opérée de préférence en écoulement
ascendant avec une température en sortie de réacteur comprise entre 520°C et 600°C,
un rapport C/O compris entre 6 et 14, et un temps de résidence compris entre 1 et
10 s ou en écoulement descendant avec une température de sortie du réacteur comprise
entre 580°C et 630°C, un rapport C/O compris entre 15 et 40, et un temps de résidence
compris entre 0,1 et 1 s.
[0030] De préférence, l'étape de désasphaltage est réalisée dans une colonne d'extraction,
le solvant comprenant au moins 50 percent en poids de composés hydrocarbonés ayant
entre 3 et 7 atomes de carbone, la température en tête d'extracteur étant comprise
entre 50 et 250°C, la température en fond d'extracteur étant comprise entre 30 et
220°C, la pression étant comprise entre 2 et 10 MPa.
[0031] De manière très préférée, le solvant est le butane.
[0032] De préférence, l'extraction liquide-liquide est réalisée à l'aide d'un solvant choisi
parmi le furfural, la N-méthyl-2-pyrrolidone (NMP), le sulfolane, le diméthylformamide(DMF),
le diméthylsulfoxide (DMSO), le phénol, ou un mélange de ces solvants dans des proportions
égales ou différentes, avec un ratio solvant / charge de 0,5/1 à 3/1, à une température
comprise entre la température ambiante et 150°C, à une pression comprise entre la
pression atmosphérique et 2 MPa.
[0033] La charge est avantageusement choisie parmi les charges hydrocarbonées lourdes de
type résidus atmosphériques ou sous vide obtenus par exemple par distillation directe
de coupe pétrolière ou par distillation sous-vide de pétrole brut, les charges de
type distillats telles que les gazole sous vide ou les huiles désasphaltées, des asphaltes
issues de désasphaltage au solvant de résidus pétroliers, le charbon en suspension
dans une fraction hydrocarbonée telle que par exemple du gazole obtenu par distillation
sous vide de pétrole brut ou alors du distillat issu de la liquéfaction du charbon,
seules ou en mélange.
DESCRIPTION DETAILLEE DE L'INVENTION :
[0034] Le procédé selon l'invention s'applique préférentiellement à des charges d'hydrocarbures
contenant des asphaltènes réfractaires. Par rapport aux schémas connus de l'art antérieur,
le procédé selon l'invention propose d'insérer une unité supplémentaire d'extraction
des aromatiques afin d'améliorer la performance du schéma, en valorisant l'extrait
et éventuellement le raffinat obtenus.
Liste des figures
[0035]
La figure 1 décrit le schéma de procédé selon l'art antérieur :
o Schéma 1 (Art antérieur) : Enchaînement d'une unité d'hydroconversion profonde,
d'une unité de désasphaltage SDA et éventuellement d'une unité d'hydrocraquage HCK
et/ou une unité de craquage catalytique en lit fluidisé FCC.
La figure 2 décrit le schéma de procédé selon l'invention.
∘ Schéma 2 (Invention) : Enchaînement d'une unité d'hydroconversion profonde , d'une
unité de désasphaltage SDA, d'une unité d'extraction des aromatiques et éventuellement
envoi du raffinat obtenu vers une unité d'hydrocraquage HCK et/ou une unité de craquage
catalytique en lit fluidisé FCC.
Description des figures
Figure 1 : Art antérieur
[0036] Le schéma selon l'art antérieur intègre les unités suivantes :
∘ Au moins une première unité d'hydroconversion profonde de la charge en lit bouillonnant
10. Cette technologie est notamment commercialisée sous le nom de procédé H-Oil® RC. L'unité d'hydroconversion profonde raffine et craque la charge composée d'hydrocarbures
de type résidu sous vide obtenu à partir d'une distillation de pétrole brut VR (vacuum
residue, résidu sous vide) en des quantités significatives de gaz 21, naphta léger
et lourd (heavy naphta HN et light naphta LN) 22, Gasoil (GO) 23 et distillats sous
vide (vacuum gasoil, VGO) en une ou deux fractions Light Vacuum GasOil, LVGO distillat
sous vide léger 31 et Heavy Vacuum GasOil, HVGO distillat sous vide lourd 32. Ces
différents produits sont séparés dans une section de fractionnement atmosphérique
20 et de fractionnement sous vide 30. En fond de la distillation sous vide, il subsiste
un flux de résidu sous-vide (VR) 33 non converti envoyé dans l'unité de désasphaltage
40.
∘ L'unité de désasphaltage au solvant (solvent deasphalting, SDA) 40 alimentée par
le résidu sous vide (VR) 33 non converti de l'unité d'hydroconversion profonde produit
une huile désasphaltée (deasphalted oil, DAO) 41 de bonne qualité, compatible avec
le fonctionnement d'une unité d'hydrocraquage ou de craquage catalytique en lit fluidisé
(FCC) et un asphalte résiduel 42 concentrant la majeure partie des contaminants du
résidu sous-vide VR issu de l'unité d'hydroconversion profonde qui a différentes destinations
possibles : par exemple, alimentation d'une unité 80 de cokéfaction, ou de gazéification
ou de viscoréduction, ou utilisation en fuel solide (flaker) ou liquide ou utilisation
en bitume.
∘ L'unité d'hydrocraquage en lit fixe (HCK) 60 peut convertir l'huile désasphaltée
(DAO) 41 ainsi que le distillat sous vide (Vacuum Gas Oil VGO) 31 et 32 issu de l'unité
d'hydroconversion profonde , ainsi que par exemple du SR-VGO (straight run vacuum
gas oil, distillat sous vide obtenu par distillation directe de pétrole brut) 91 et
d'autres charges compatibles, pour former un flux 71 comprenant des quantités significatives
de naphta, Gas Oil et Vacuum Gas Oil. Il reste un flux de VGO non converti (Unconverted
Oil, UCO) 62 dont une partie est purgée (bleed). Ce flux non converti 62 peut être
utilisé comme base pour des unités d'huile ou utilisé en diluant pour valoriser l'asphalte
en fuel lourd. Optionnellement, le distillat sous vide (VGO) produit dans l'unité
d'hydrocraquage (HCK) peut être recyclé dans l'unité d'hydroconversion profonde pour
être en partie craqué en Gazole et Naphta sans impact significatif sur le fonctionnement
de cette unité. Selon une variante, le schéma de raffinerie ne comprend pas d'unité
d'hydrocraquage en lit fixe (HCK), mais une unité de craquage catalytique en lit fluidisé
(FCC) 70 qui peut aussi être alimentée par l'huile désasphaltée (DAO) 41 et le distillat
sous vide (31 et 32) VGO ex H-Oil RC. Selon une variante, du distillat sous vide obtenu par distillation directe de pétrole
brut (SR VGO) 91 peut être envoyé dans le procédé de manière concomitante avec les
deux charges précédentes, ainsi que potentiellement avec d'autres charges externes.
L'unité de craquage catalytique en lit fluidisé FCC produit une fraction 71 comprenant
des quantités significatives de gaz, essence légère et lourde (Heavy Naphta HN et
light naphta LN), Light cycle oil (LCO) et Heavy cycle oil (HCO) et une fraction résiduelle
lourde 72 appelée « slurry » selon la terminologie anglo-saxonne. La fraction résiduelle
lourde (« slurry ») de cette unité de FCC, disponible en quantité limitée, est utilisée
avantageusement comme diluant de la charge de l'unité d'hydroconversionprofonde.
∘ Selon une autre variante, le schéma comprend à la fois une unité d'hydrocraquage
en lit fixe (HCK) 60 et une unité de craquage catalytique en lit fluidisé (FCC) 70.
Les deux unités peuvent traiter le gazole sous vide issu de l'hydroconversion en lit
bouillonnant (VGO ex Hydroconversion) 31 et 32, l'huile désasphaltée DAO 41, typiquement
du Gazole sous vide de distillation directe (SR-VGO) 91 et d'autres charges pour les
convertir en des quantités significatives de naphta, gazole et gazole sous vide.
Figure 2 : Schéma de procédé selon l'invention
[0037] La figure 2 présente à titre illustratif le procédé selon l'invention et ses variantes.
La charge 01 composée d'hydrocarbures d'origine pétrolière ou d'hydrocarbures synthétiques
de source minérale est envoyée dans la section d'hydroconversion profonde 10 avec
un fluide diluant 02 qui provient de l'unité d'extraction des aromatiques 50 par la
ligne de transport 53.
[0038] L'effluent liquide de la section d'hydroconversion profonde est envoyé par la ligne
11 vers une section de fractionnement atmosphérique 20. Cette section de fractionnement
comprend une ou plusieurs colonnes de distillation atmosphérique équipées de plateaux
et d'internes permettant de séparer différentes coupes valorisables soutirées au moyen
des lignes de transport 21, 22 et 23, 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. En fond de fractionnement, on récupère
une fraction plus lourde de résidu atmosphérique non converti 24 avec un point d'ébullition
typiquement supérieur à 350°C.
[0039] Le résidu atmosphérique est envoyé au moins en partie par la ligne 24 vers une section
de fractionnement sous vide 30. Cette section de fractionnement comprend au moins
une colonne de distillation sous vide équipée de plateaux et d'internes permettant
de séparer différentes coupes valorisables soutirées au moyen des lignes 31 et 32
plus éventuellement d'autres soutirages latéraux. Ces coupes présentent des gammes
de points d'ébullition situés par exemple dans la gamme des distillats sous vide légers
(LVGO) et lourds (HVGO). En fond de section de fractionnement, on récupère une fraction
plus lourde de résidu sous vide non converti dont le point d'ébullition est supérieur
à 540°C typiquement.
[0040] Le distillat sous vide léger (LVGO) 31 et le distillat sous vide lourd (HVGO) 32
peuvent être envoyés vers les unités d'hydrocraquage 60 et/ou de craquage catalytique
70.
[0041] Le résidu sous vide est envoyé par la ligne 33 à l'unité de désasphaltage 40 qui
permet d'extraire les asphaltènes par précipitation dans un solvant et de produire
l'huile désasphaltée 41 et le brai (asphalte résiduel) 42.
[0042] L'huile désasphaltée 41 est envoyée vers l'unité d'extraction des aromatiques 50
; ainsi qu'éventuellement la purge d'huile non convertie de l'unité d'hydrocraquage
62 ou la fraction résiduelle lourde du craquage catalytique (slurry de FCC) 72 suivant
les variantes de l'invention.
[0043] Le rafifinat 51 produit par l'unité d'extraction des aromatiques 50 est envoyé vers
l'unité d'hydrocraquage, ainsi qu'éventuellement d'autres charges comme par exemple
du distillat sous vide issu de la distillation directe du pétrole brut (Straight Run
VGO) 91 et le distillat sous vide léger 31 et lourd 32, produits de l'hydroconversion
10.
[0044] Selon une variante, tout ou partie du distillat sous vide léger 31 ou du distillat
sous vide lourd 32 peut également être envoyé à l'unité d'extraction des aromatiques
50.
[0045] Selon une variante, une partie du résidu atmosphérique 24 est envoyée à l'unité de
désasphaltage. On peut également envisager le cas, dans lequel tout le résidu atmosphérique
24 est envoyé à l'unité de désasphaltage, il n'y a alors pas de section de fractionnement
sous-vide 30 et les coupes valorisables dans les gammes de points d'ébullition des
distillats sous vide légers (LVGO) et lourds (HVGO) ne sont pas séparées, mais sont
envoyées à l'unité de désasphaltage.
[0046] Selon une variante, le procédé selon l'invention ne comprend ni unité d'hydrocraquage
60 ni unité de craquage catalytique 70.
[0047] Selon une autre variante, le procédé selon l'invention comprend une unité d'hydrocraquage
60.
[0048] Selon une autre variante, le procédé selon l'invention ne comprend pas d'unité d'hydrocraquage
60, mais il comprend une unité de craquage catalytique 70.
[0049] Selon une autre variante, le procédé selon l'invention comprend une unité d'hydrocraquage
60 et une unité de craquage catalytique 70.
[0050] L'extrait 52 produit par l'unité d'extraction des aromatiques est utilisé au moins
en partie comme diluant à l'unité d'hydroconversion par la ligne 53 et l'excèdent
est valorisé avec le brai 42 correspondant à l'asphalte résiduel de l'unité de désasphaltage
via la ligne 54.
[0051] Le brai 42 peut être valorisé par exemple en bitume après traitement approprié ou
en fuel lourd après dilution ou bien envoyé vers une unité de viscoréduction, cokefaction,
ou gazéification 80.
[0052] Dans le procédé selon l'invention, une unité d'extraction liquide-liquide des aromatiques
et résines traite l'huile désasphaltée issue de l'unité de désasphaltage du résidu
non converti de l'hydroconversion profonde :
∘ La charge est convertie dans la première étape d'hydroconversion profonde de la
charge. Les effluents sont séparés dans une section de fractionnement et en fond du
fractionnement sous vide une coupe de résidu sous vide (VR) non converti est séparée.
∘ L'unité de désasphaltage SDA est alimentée par le résidu sous vide (VR) non converti
et produit une coupe hydrocarbonée desasphaltée DAO qui est envoyée à l'unité d'extraction
liquide-liquide et de l'asphalte résiduel qui est valorisé comme dans le schéma antérieur.
Eventuellement, tout type d'unité permettant de réduire la teneur en asphalte du résidu
pourrait être également installée à la place de l'unité de désasphaltage.
∘ L'unité d'extraction des aromatiques produit par extraction liquide-liquide un extrait
enrichi en aromatiques et résines et un raffinat appauvri en aromatiques et résines.
L'unité d'extraction est alimentée par l'huile désasphaltée (DAO). Elle peut également
être alimentée par la purge d'huile non convertie (UCO) issue de l'hydrocraquage et/ou
la fraction résiduelle lourde de craquage catalytique suivant les variantes du schéma.
L'extrait est utilisé en partie comme diluant aromatique pour l'unité d'hydroconversion
de résidu et en partie valorisé en tant qu'huile de fluxage avec l'asphalte résiduel
produit par le SDA par exemple pour donner un combustible liquide ou pour entrer dans
la composition de bitumes ou pour alimenter une unité de cokéfaction. Le raffinat
est une fraction hydrocarbonée appauvrie en aromatiques, en résines et en impuretés
par comparaison avec l'huile désasphaltée.
∘ Le schéma selon l'invention comprend de préférence une unité d'hydrocraquage en
lit fixe (HCK) qui est généralement alimentée par le raffinat provenant de l'unité
d'extraction et éventuellement en sus par le distillat sous vide léger (light vacuum
gasoil, LVGO) et le distillat sous vide lourd (heavy vacuum gasoil, HVGO) issus de
l'unité d'hydroconversion profonde. Le raffinat est une charge bien plus favorable
que l'huile désasphaltée DAO pour les performances catalytiques de l'hydrocraquage.
L'hydrocraquage produit des quantités significatives de naphta, gazole et distillat.
Il reste un flux de distillat sous vide VGO non converti (Unconverted Oil, UCO) dont
une partie est purgée (bleed) et peut être envoyée vers l'unité d'extraction car cette
coupe concentre les composés polynucléaires aromatiques lourds (Heavy Polynuclear
Aromatics, HPNA) réfractaires. Typiquement, les composés polynucléaires aromatiques
lourds HPNA dits lourds sont définis comme des composés aromatiques polycycliques
ou polynucléaires qui comprennent au moins 4 voire 6 cycles benzéniques condensés
dans chaque molécule, comme par exemple le coronène (composé à 24 carbones), le dibenzo(e,ghi)
pérylène (26 carbones), coronène (30 carbones) et l'ovaléne (32 carbones). Leur récupération
dans l'unité d'extraction permet de recycler du flux non converti (UCO) sans composés
polynucléaires aromatiques lourds HPNA à l'entrée de l'hydrocraquage et de valoriser
les composés polynucléaires aromatiques lourds dans l'extrait.
∘ Dans une variante, le schéma ne comprend pas d'unité d'hydrocraquage, mais une unité
de craquage catalytique (FCC). Celle-ci peut aussi être alimentée par le distillat
sous vide léger (light vacuum gasoil, LVGO) et le distillat sous vide lourd (heavy
vacuum gasoil, HVGO) issus de l'unité d'hydroconversion profonde après fractionnement,
et par le raffinat provenant de l'unité d'extraction. Le raffinat est une charge plus
favorable que l'huile désasphaltée pour les performances catalytiques et en formation
de coke du craquage catalytique. D'une part, la teneur réduite en aromatiques de la
charge conduit à diminuer la production de coke. D'autre part, la teneur réduite en
azote permet d'atteindre un meilleur rendement. De plus, la teneur réduite en impuretés
dans la charge conduit à diminuer la consommation de catalyseur. Enfin, les teneurs
en impuretés des produits du craquage catalytique sont réduites. En conséquence, les
unités d'hytrotraitement des produits finis en aval opèrent avec des coûts réduits
en termes de quantités de catalyseur et ou de durées de cycles.
∘ Selon une autre variante, du distillat sous vide obtenu par distillation directe
de pétrole brut (SR VGO) ou d'autres charges compatibles peuvent être envoyées de
manière concomitante à l'hydrocraquage ou au craquage catalytique en lit fluidisé.
∘ Selon une autre variante, le schéma comprend à la fois une unité de craquage catalytique
en lit fluidisé (FCC) et une unité d'hydrocraquage en lit fixe (HCK). Au global, les
deux unités traitent le gazole sous vide VGO ex unité d'hydroconversion profonde,
le raffinat de l'unité d'extraction plus éventuellement du distillat sous vide obtenu
par distillation directe de pétrole brut (SR-VGO). Le flux non converti issu de l'unité
d'hydrocraquage (UCO) purgé et /ou la fraction résiduelle lourde du craquage catalytique
(slurry de FCC) sont envoyés au moins en partie à l'unité d'extraction liquide-liquide.
∘ Selon une variante de l'invention, une partie du distillat sous vide (vacuum gasoil,
VGO) ou une partie du distillat sous vide lourd (HVGO), issus de l' unité d'hydroconversion
profonde après fractionnement, peuvent être envoyés soit à l'unité de désasphaltage
en plus du résidu non converti, soit directement à l'unité d'extraction liquide-liquide.
∘ Selon une autre variante de l'invention, au moins une partie du résidu atmosphérique
peut être envoyée directement à l'unité de désasphaltage.
∘ Le raffinat permet aussi de produire avantageusement une base d'huile groupe I.
[0053] Les conditions opératoires des unités d'hydroconversion et de désasphaltage (SDA)
sont connues de l'homme du métier et identiques aux conditions opératoires du schéma
selon l'art antérieur.
[0054] L'extraction permet d'obtenir un raffinat contenant au plus 10 % en poids de résines
et de préférence au plus 5 % en poids de résines.
L'extrait obtenu contient au minimum 20 % en poids en aromatiques et 30% en poids
en résines et de préférence au moins 30 % en poids en aromatiques et 40% en poids
en résines avec une teneur en asphaltènes inférieure à 1 000 ppm.
[0055] L'avantage de l'invention réside dans la présence de l'unité de désasphaltage en
amont de l'extraction des aromatiques, qui permet d'obtenir un extrait aromatique
avec une faible teneur en impuretés, puisque celles-ci se retrouvent dans l'asphalte
en sortie du désasphaltage.
L'extrait obtenu convient parfaitement comme diluant aromatique pour l'hydroconversion
profonde.
[0056] En envoyant une partie de l'extrait obtenu à l'hydroconversion, celle-ci étant préférentiellement
opérée à iso-conversion, la durée de cycle continue de l'unité d'hydroconversion profonde
est allongée de façon très significative.
[0057] Dans une autre approche, en envoyant une partie de l'extrait obtenu à l'hydroconversion,
celle-ci étant opérée avec une durée de cycle continu inchangée, la conversion maximale
obtenue à l'unité d'hydroconversion profonde est accrue de façon significative.
[0058] L'utilisation de l'extrait comme diluant aromatique à l'unité d'hydroconversion profonde,
celle-ci étant opérée à iso-conversion ou non, permet également d'obtenir une production
accrue de produits finis valorisables comme le naphta, le diesel et le gazole sous
vide VGO.
[0059] En envoyant tout ou partie du raffinat produit à l'unité d'extraction dans l'unité
d'hydrocraquage, les performances catalytiques de l'unité d'hydrocraquage sont améliorées
ainsi que la production de produits valorisables par rapport à une unité alimentée
par la coupe hydrocarbonée désasphaltée (DAO) sortie de l'unité de désasphaltage.
[0060] En envoyant dans l'unité d'extraction tout ou partie du résidu non converti (UCO)
obtenu en sortie de l'unité d'hydrocraquage, une partie du résidu non converti purifié
des composés polynucléaires aromatiques lourds HPNA est recyclée à l'entrée de l'HCK
et le reste du flux, contenant les composés polynucléaires aromatiques lourds HPNA,
est valorisé dans l'extrait, au lieu que ce résidu non converti et habituellement
purgé soit en totalité valorisé en fuel.
[0061] En envoyant tout ou partie du raffinat produit à l'unité d'extraction des aromatiques
dans l'unité de craquage catalytique, seul ou en mélange avec d'autres charges, les
performances catalytiques de l'unité de craquage catalytique (consommation de catalyseurs,
conversion, production de coke) sont améliorées ainsi que la production de produits
valorisables par rapport à une unité alimentée par la coupe hydrocarbonée désasphaltée
sortie de l'unité de désasphaltage. De plus, les teneurs en impuretés des produits
du craquage catalytique en lit fluidisé FCC sont réduites. En conséquence, les unités
d'hytrotraitement des produits finis en aval opèrent avec des coûts réduits sur les
quantités de catalyseur et/ou les durées de cycles.
En envoyant tout ou partie de la fraction résiduelle lourde (slurry FCC) sortie de
l'unité de craquage catalytique à l'unité d'extraction, une partie de ce flux peut
être recyclée à l'entrée de l'unité de craquage catalytique en lit fluidisé FCC.
[0062] Les conditions générales de fonctionnement des unités mises en oeuvre dans le procédé
selon l'invention sont décrites ci-après.
Hydroconversion en lit bouillonnant :
[0063] La technologie d'hydroconversion en lit bouillonnant de charges de type résidu est
notamment commercialisée sous le nom de procédé H-Oil ®.
[0064] Le procédé en lit bouillonnant comprend le passage du flux, comprenant du liquide
du solide et du gaz, circulant 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 généralement utilisée pour
la conversion des hydrocarbures liquides lourds ou pour convertir le charbon en huiles
synthétiques.
[0065] La vitesse spatiale horaire (VVH) et la pression partielle d'hydrogène sont des facteurs
importants que l'on choisit en fonction des caractéristiques du produit à traiter
et de la conversion souhaitée.
[0066] Tout type de catalyseur d'hydroconversion supporté comprenant une fonction hydrodéshydrogénante
peut être utilisé. Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux des
groupes 9 et 10 (ancien groupe VIII) par exemple du nickel et/ou du cobalt le plus
souvent en association avec au moins un métal du groupe 6 (ancien groupe VIB) par
exemple du molybdène et/ou du tungstène et d'autres éléments promoteurs. Le support
est par exemple choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines,
la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Le support
peut également renfermer d'autres composés. On utilise le plus souvent un support
d'alumine.
[0067] Le catalyseur usagé est en partie remplacé par du catalyseur frais (c'est-à-dire
neuf ou régénéré) par soutirage en bas du réacteur et introduction en haut du réacteur
de catalyseur frais à intervalle de temps régulier, c'est-à-dire par exemple par bouffée
ou de façon quasi continue. On peut par exemple introduire du catalyseur frais tous
les jours. Le taux de remplacement du catalyseur usé par du catalyseur frais peut
être par exemple d'environ 0,01 kilogramme à environ 10 kilogrammes par mètre cube
de charge. Ce soutirage et ce remplacement sont effectués à l'aide de dispositifs
permettant le fonctionnement continu de cette étape d'hydroconversion. L'unité comporte
habituellement une pompe de recirculation permettant le maintien du catalyseur en
lit bouillonnant par recyclage continu d'au moins une partie du liquide soutiré en
tête du réacteur et réinjecté en bas du réacteur. Il est également possible d'envoyer
le catalyseur usé soutiré du réacteur dans une zone de régénération dans laquelle
on élimine le carbone et le soufre qu'il renferme puis de renvoyer ce catalyseur régénéré
[0068] Les conditions opératoires de l'hydroconversion en lit bouillonnant sont avantageusement
les suivantes :
∘ Pression : la pression est généralement comprise entre 5 et 35 MPa, de manière préférée
entre 10 et 25 MPa, typiquement aux environs de 18 MPa.
∘ LHSV (« liquid hourly space velocity » ou vitesse spatiale liquide par heure): la
vitesse spatiale liquide est généralement comprise entre 0,1 et 10 h-1, de manière préférée entre 0,15 et 5 h-1, typiquement environ 0,25 h-1.
∘ Température moyenne du lit catalytique (, c'est-à-dire la moyenne arithmétique des
mesures de température dans le lit catalytique) est généralement comprise entre 300
et 600°C, de manière préférée entre 350 et 510°C, typiquement 420°C.
∘ H2/HC : le ratio Hydrogène/Charge est généralement compris entre : 200 et 1000 m3/m3, de manière préférée entre 300 et 800 m3/m3, de manière très préférée entre 300 et 600 m3/m3.
[0069] L'hydroconversion profonde en lit bouillonnant permet de réduire le carbone Conradson
du flux entrant d'environ 50 à 95 % et sa teneur en azote d'environ 30 à 95%.
Fractionnement :
[0070] Dans le fractionnement atmosphérique, le point de coupe du résidu atmosphérique est
réglé typiquement entre 300°C et 400°C, préférablement entre 340°C et 380°C. Les coupes
soutirées comme le naphta, le kérosène et le diesel sont envoyées respectivement au
pool essence, au pool kérosène ou au pool diesel. Le résidu atmosphérique est envoyé
au moins en partie au fractionnement sous vide.
[0071] Dans la section de fractionnement sous vide (colonne de distillation sous vide),
le point de coupe du résidu sous vide est réglé typiquement entre 450°C et 600°C,
préférablement entre 500°C et 550°C. Les coupes soutirées comme le distillat sous
vide léger (Light Vacuum Gasoil, LVGO) ou le distillat sous vide lourd (Heavy Vacuum
Gasoil, HVGO) sont envoyées au moins en partie dans les unités aval comme l'hydrocraquage
ou le craquage catalytique. Le résidu atmosphérique (AR) peut être envoyé en partie
vers l'unité de désasphaltage.
[0072] Le distillat sous vide léger (LVGO) est caractérisé par un intervalle de distillation
compris entre 300°C et 430°C, préférablement entre 340°C et 400°C. Le distillat sous
vide lourd (HVGO) est caractérisé par un intervalle de distillation compris entre
400°C et 600°C, préférablement entre 440°C et 550°C.
Le résidu sous vide (VR) est envoyé au moins en partie, de préférence en totalité,
vers l'unité de désasphaltage.
Désasphaltage au solvant :
[0073] Cette opération permet d'extraire une grande partie des asphaltènes et de réduire
la teneur en métaux. Lors de ce désasphaltage, ces derniers éléments se retrouvent
concentrés dans un effluent appelé asphalte, ici dénommé asphalte résiduel.
[0074] L'effluent désasphalté, souvent qualifié d'huile désasphaltée DAO, présente une teneur
très réduite en asphaltènes et en métaux.
[0075] L'un des objectifs de l'étape de désasphaltage est, d'une part, de maximiser la quantité
d'huile désasphaltée et, d'autre part, de maintenir, voire de minimiser, la teneur
en asphaltènes. Cette teneur en asphaltènes est généralement déterminée en terme de
teneur en asphaltènes insolubles dans l'heptane, c'est à dire mesurée selon une méthode
décrite dans la norme NF-T 60-115 de janvier 2002.
[0076] Selon l'invention, le désasphaltage permet d'obtenir une huile désasphaltée (DAO)
contenant au plus 10 000 ppm poids d'asphaltènes, de préférence au plus 2 000 ppm
poids d'asphaltènes.
[0077] Le solvant organique utilisé lors de l'étape de désasphaltage est avantageusement
un solvant paraffinique, une coupe d'essence ou des condensats contenant des paraffines.
[0078] De préférence, le solvant utilisé comprend au moins 50 percent en poids de composés
hydrocarbonés (alcanes) ayant entre 3 et 7 atomes de carbone, de manière plus préférée
entre 3 et 6 atomes de carbone, de manière encore plus préférée 4 ou 5 atomes de carbone.
[0079] En fonction du solvant utilisé, le rendement en huile désasphaltée et la qualité
de cette huile peuvent varier. A titre d'exemple, lorsque que l'on passe d'un solvant
à 3 atomes de carbone à un solvant à 7 atomes de carbone, le rendement en huile augmente
mais, en contrepartie, les teneurs en impuretés (asphaltènes, métaux, Carbone Conradson,
soufre, azote...) augmentent également.
[0080] Par ailleurs pour un solvant donné, le choix des conditions opératoires en particulier
la température et la quantité de solvant injectée a un impact sur le rendement en
huile désasphaltée et sur la qualité de cette huile. L'homme du métier peut choisir
les conditions optimales pour obtenir une teneur en asphaltène inférieure à 3000 ppm.
[0081] L'étape de désasphaltage peut être réalisée par tout moyen connu de l'homme du métier.
Cette étape est généralement réalisée dans un mélangeur décanteur ou dans une colonne
d'extraction. De préférence, l'étape de désasphaltage est réalisée dans une colonne
d'extraction.
[0082] Selon un mode de réalisation préféré, on introduit dans la colonne d'extraction un
mélange comprenant la charge d'hydrocarbures et une première fraction d'une charge
de solvant, le rapport volumique entre la fraction de charge de solvant et la charge
d'hydrocarbures étant appelé taux de solvant injecté avec la charge. Cette étape a
pour objet de bien mélanger la charge avec le solvant entrant dans la colonne d'extraction.
Dans la zone de décantation en fond d'extracteur, on peut introduire une seconde fraction
de la charge de solvant, le rapport volumique entre la seconde fraction de charge
de solvant et la charge d'hydrocarbures étant appelé taux de solvant injecté en fond
d'extracteur. Le volume de la charge d'hydrocarbures considérée dans la zone de décantation
est généralement celui introduit dans la colonne d'extraction. La somme des deux rapports
volumiques entre chacune des fractions de charge de solvant et la charge d'hydrocarbures
est appelé taux de solvant global. La décantation de l'asphalte consiste au lavage
à contre-courant de l'émulsion d'asphalte dans le mélange solvant-huile par du solvant
pur. Elle est favorisée par une augmentation du taux de solvant (il s'agit en fait
de remplacer l'environnement solvant-huile par un environnement de solvant pur) et
une diminution de la température.
[0083] Par ailleurs, selon un mode préféré, on établit un gradient de température entre
la tête et le fond de la colonne permettant de créer un reflux interne, ce qui améliore
la séparation entre le milieu huileux et les résines. En effet, le mélange de solvant
et d'huile chauffé en tête d'extracteur permet de précipiter une fraction comprenant
de la résine qui descend dans l'extracteur. Le contre-courant ascendant du mélange
permet de dissoudre à une température plus basse les fractions comprenant de la résine
qui sont les plus légères.
[0084] La pression régnant à l'intérieur de l'extracteur est généralement ajustée de manière
à ce que tous les produits demeurent à l'état liquide.
[0085] Les conditions opératoires de l'unité de désasphaltage (SDA) sont avantageusement
les suivantes:
∘ De manière préférée, le solvant utilisé est un solvant organique en C3,C4 ou C5,
de préférence C4 dans l'invention. Le solvant très préféré dans le cadre de l'invention
est le butane.
∘ Le taux de solvant est généralement compris entre 2,5/1 et 20/1, de manière préférée
entre 5/1 et 15/1 et de manière plus préférée entre 5/1 et 10/1, typiquement 6/1 en
volume globalement (une partie ajoutée en tête et une partie en fond d'extracteur).
∘ La pression est généralement comprise entre 2 et 10 MPa, de manière préférée entre
3 et 6 MPa, de manière très préférée comprise entre 4 et 5 MPa, typiquement 4,5 MPa.
∘ La température en tête d'extracteur est généralement comprise entre 50°C et 250°C
et la température en fond d'extracteur entre 30°C et 220°C
∘ Pour un solvant comprenant 4 atomes de carbone (C4) : la température en tête d'extracteur
est généralement comprise entre 70 et 150°C, de manière préférée entre 90 et 130 °C,
de manière très préférée 120°C. La température en fond d'extracteur est généralement
comprise entre 40 et 120°C, de préférence entre 60 et 100°C.
∘ Pour un solvant comprenant 5 atomes de carbone (C5) : la température en tête d'extracteur
est généralement comprise entre 120 et 240°C, de manière préférée entre 150 et 210
°C, de manière très préférée 180°C. La température en fond d'extracteur est généralement
comprise entre 90 et 210°C, de préférence entre 120 et 180°C.
Extraction des aromatiques:
[0086] L'unité d'extraction des aromatiques a pour objectif d'extraire les composés aromatiques
et résines de la fraction lourde issue de l'étape de désasphaltage par extraction
liquide-liquide à l'aide d'un solvant polaire. Le solvant utilisé est un solvant connu
pour extraire préférentiellement des composés aromatiques.
[0087] Il est important de souligner que l'extraction liquide/liquide est réalisée sur la
fraction lourde, afin d'éviter des pertes de rendement en bases carburants lors de
la récupération du solvant après extraction. Les produits qu'on souhaite extraire
de la fraction lourde ont préférentiellement un point d'ébullition supérieur au point
d'ébullition du solvant pour éviter une perte de rendement lors de la séparation du
solvant du raffinat après l'extraction. En effet, lors de la séparation du solvant
et du raffinat, tout composé ayant un point d'ébullition inférieur au point d'ébullition
du solvant partira inévitablement avec le solvant et abaissera donc la quantité du
raffinat obtenu (et donc le rendement en bases carburants). Par exemple, dans le cas
du furfural comme solvant d'extraction, ayant un point d'ébullition de 162°C, les
composés C10-, composés représentatifs de la fraction essence/naphta, seront perdus.
En traitant uniquement la fraction lourde comportant des composés ayant des points
d'ébullition supérieurs au point d'ébullition du solvant d'extraction, il n'y a pas
de perte de ces composés supérieurs au point d'ébullition du solvant d'extraction
(composés C10-). De plus, on évite la contamination du solvant avec les composés C10-
ainsi que les éventuelles étapes de traitement du solvant en vue de son recyclage.
La récupération du solvant est donc plus efficace et économique.
[0088] Comme solvant, on peut utiliser le furfural, la N-méthyl-2-pyrrolidone (NMP), le
sulfolane, le diméthylformamide(DMF), le diméthylsulfoxide (DMSO), le phénol, ou un
mélange de ces solvants dans des proportions égales ou différentes.
[0089] Dans le cadre de l'invention, le solvant préféré est le furfural, produit suffisamment
lourd par rapport au fluide traité : l'huile désasphaltée DAO.
[0090] Une unité d'extraction des aromatiques construite à l'origine pour une chaine d'huile
peut avantageusement être modifiée pour être utilisée dans le procédé selon l'invention.
[0091] Les conditions opératoires sont en général un ratio solvant / charge de 0,5/1 à 3/1,
préférentiellement de 1/1 à 2/1, un profil de température compris entre la température
ambiante et 150°C, de préférence entre 50°C et 150°C. La pression se situe entre la
pression atmosphérique et 2 MPa, de préférence entre 0,1 MPa et 1MPa.
[0092] L'extraction liquide/liquide peut être réalisée généralement dans un mélangeur-décanteur
ou dans une colonne d'extraction fonctionnant à contre-courant. De préférence, l'extraction
est réalisée dans une colonne d'extraction.
[0093] Le solvant choisi a un point d'ébullition suffisamment élevé afin de pouvoir fluidifier
la fraction lourde issue du fractionnement sans se vaporiser, la fraction lourde étant
typiquement véhiculée à des températures comprises entre 200°C et 300°C.
[0094] Après contact du solvant, avec la fraction lourde, deux phases se forment : (i) l'extrait,
constitué des parties de la fraction lourde non solubles dans le solvant (et fortement
concentré en aromatiques) et (ii) le raffinat, constitué du solvant et des parties
solubles de la fraction lourde. Le solvant est séparé par distillation des parties
solubles et recyclé en interne au procédé d'extraction liquide/liquide, la gestion
du solvant étant connue de l'homme du métier.
Unités aval
[0095] Le raffinat issu de l'extraction des aromatiques est envoyé vers l'unité d'hydrocraquage
et/ou de craquage catalytique seul ou de manière concomitante à une ou plusieurs autres
charges choisies parmi du gazole sous vide de distillation directe du pétrole brut
(Straight Run VGO) et les distillats sous vide léger (LVGO) et lourd (HVGO) obtenus
en sortie du fractionnement sous vide c).
Hydrocraquage
[0096] Dans le cadre de la présente invention, l'expression hydrocraquage englobe les procédés
de craquage comprenant au moins une étape de conversion des charges utilisant au moins
un catalyseur en présence d'hydrogène.
[0097] L'hydrocraquage peut être opéré selon des schémas en une étape comportant en premier
lieu un hydroraffinage poussé qui a pour but de réaliser une hydrodéazotation et une
désulfuration poussées de la charge avant que l'effluent ne soit envoyé en totalité
sur le catalyseur d'hydrocraquage proprement dit, en particulier dans le cas où celui-ci
comporte une zéolithe.
[0098] Il englobe également l'hydrocraquage en deux étapes qui comporte une première étape
qui a pour objectif, comme dans le procédé en "une étape", de réaliser l'hydroraffinage
de la charge, mais aussi d'atteindre une conversion de cette dernière de l'ordre en
général de 30 à 60 percent. Dans la deuxième étape d'un procédé d'hydrocraquage en
deux étapes, généralement seule la fraction de la charge non convertie lors de la
première étape est traitée.
[0099] Les catalyseurs d'hydroraffinage classiques contiennent généralement au moins un
support amorphe et au moins un élément hydro-déshydrogénant (généralement au moins
un élément des groupes VIB et VIII non noble, et le plus souvent au moins un élément
du groupe VIB et au moins un élément du groupe VIII non noble).
[0100] Les matrices qui peuvent être utilisées dans le catalyseur d'hydroraffinage seules
ou en mélange sont, à titre d'exemple, de l'alumine, de l'alumine halogénée, de la
silice, de la silice-alumine, des argiles (choisies par exemple parmi les argiles
naturelles telles que le kaolin ou la bentonite), de la magnésie, de l'oxyde de titane,
de l'oxyde de bore, de la zircone, des phosphates d'aluminium, des phosphates de titane,
des phosphates de zirconium, du charbon, des aluminates. On préfère utiliser des matrices
contenant de l'alumine, sous toutes les formes connues de l'homme du métier, et de
manière encore plus préférée les alumines, par exemple l'alumine gamma.
[0101] Les conditions opératoires de l'étape d'hydrocraquage sont réglées de façon à maximiser
la production de la coupe recherchée tout en assurant une bonne opérabilité de l'unité
d'hydrocraquage. Les conditions opératoires utilisées dans le ou les zones réactionnelles
sont généralement une température moyenne du lit catalytique (WABT) comprise entre
300 et 550°C, de préférence comprise entre 350 et 500°C.
[0102] La pression est généralement comprise entre 5 et 35 MPa, de préférence entre 6 et
25 MPa. La vitesse spatiale liquide (débit de charge/ volume de catalyseur) est généralement
comprise entre 0,1 et 10h-1, de préférence entre 0,2 et 5h-1.
[0103] Une quantité d'hydrogène est introduite telle que le rapport volumique en m3 d'hydrogène
par m3 d'hydrocarbure en entrée de l'étape d'hydrocraquage soit compris entre 300
et 2000 m3/m3, le plus souvent entre 500 et 1800 m3/m3, de préférence entre 600 et
1500 m3/m3.
[0104] Cette zone réactionnelle comprend généralement au moins un réacteur comprenant au
moins un catalyseur d'hydrocraquage en lit fixe. Le lit fixe de catalyseur d'hydrocraquage
peut être éventuellement précédé d'au moins un lit fixe d'un catalyseur d'hydroraffinage
(hydrodésulfuration, hydrodéazotation par exemple). Les catalyseurs d'hydrocraquage
utilisés dans les procédés d'hydrocraquage sont généralement du type bi-fonctionnel
associant une fonction acide à une fonction hydrogénante. La fonction acide peut être
apportée par des supports ayant une grande surface (150 à 800 m2.g-1 généralement)
et présentant une acidité superficielle, telles que les alumines halogénées (chlorées
ou fluorées notamment), les combinaisons d'oxydes de bore et d'aluminium, les silices-alumines
amorphes appelées catalyseurs d'hydrocraquage amorphes et les zéolithes. La fonction
hydrogénante peut être apportée soit par un ou plusieurs métaux du groupe VIII de
la classification périodique des éléments, soit par une association d'au moins un
métal du groupe VIB de la classification périodique et au moins un métal du groupe
VIII.
[0105] Le catalyseur d'hydrocraquage peut également comporter au moins une fonction acide
cristallisée telle qu'une zéolithe Y, ou une fonction acide amorphe telle qu'une silice-alumine,
au moins une matrice et une fonction hydrodéshydrogénante.
[0106] Eventuellement, il peut également comporter au moins un élément choisi parmi le bore,
le phosphore et le silicium, au moins un élément du groupe VIIA (chlore, fluor par
exemple), au moins un élément du groupe VIIB (manganèse par exemple), au moins un
élément du groupe VB (niobium par exemple).
Craquage catalytique en lit fluidisé
[0107] Le craquage catalytique en lit fluidisé (FCC) est un procédé bien connu qui a subi
de nombreuses évolutions depuis les années 1930 (voir
Avidan A., Shinnar R., "Development of catalytic cracking technology: A lesson in
chemical reactor design", Ind.Eng.Chem.Res, 29, 931-942, 1990). Ce procédé est caractérisé par une zone de réaction dans laquelle s'effectuent
les réactions de craquage sur un catalyseur de type zéolithique, et une zone de régénération
qui permet d'éliminer par combustion le coke déposé sur le catalyseur au cours des
réactions de craquage.
L'unité de craquage catalytique d'une raffinerie a pour objectif principal la production
de bases pour essence, c'est à dire de coupes ayant un intervalle de distillation
compris entre 35°C et 250°C.
La production d'essence est assurée par le craquage de la charge dans le réacteur
principal, appelé riser, en raison de la forme longiligne de ce réacteur et de son
mode d'écoulement ascendant. Lorsque l'écoulement est descendant dans le réacteur
principal on parle de "downer".
[0108] La charge conventionnelle d'une unité de craquage catalytique en lit fluidisé de
coupes lourdes est généralement constituée d'un hydrocarbure ou d'un mélange d'hydrocarbures
contenant essentiellement (c'est à dire au moins 80%) de molécules dont le point d'ébullition
est supérieur à 340°C. Cette charge principale contient en outre des quantités de
métaux (Ni+V) limitées, en concentration généralement inférieures à 50 ppm, préférentiellement
inférieures à 20 ppm, et une teneur en hydrogène en général supérieure à 11 % poids,
typiquement comprise entre 11,5% et 14,5%, et préférentiellement comprise entre 11,8%
et 14% poids.
[0109] La teneur en carbone conradson (noté CCR en abrégé) de la charge (défini par la norme
ASTM D 482) fournit une évaluation de la production de coke au cours du craquage catalytique.
En fonction de la teneur en carbone conradson de la charge, le rendement en coke nécessite
un dimensionnement spécifique de l'unité pour satisfaire le bilan thermique.
[0110] Dans le cadre de l'invention, l'unité de craquage catalytique en lit fluidisé est
alimentée par au moins une partie du raffinat produit à l'unité d'extraction des aromatiques,
seul ou en mélange avec d'autres charges. Les performances catalytiques de l'unité
de craquage catalytique (consommation de catalyseurs, conversion, production de coke)
ainsi que la quantité et la qualité des produits valorisables sont améliorées par
rapport à une unité alimentée par la coupe hydrocarbonée désasphaltée sortie de l'unité
de désasphaltage. En conséquence, les unités d'hydrotraitement des produits finis
en aval opèrent avec des coûts réduits sur les quantités de catalyseur et/ou les durées
de cycles.
[0111] En envoyant tout ou partie de la fraction résiduelle lourde (slurry FCC) sortie de
l'unité de craquage catalytique à l'unité d'extraction des aromatiques, une partie
de cette fraction résiduelle, appauvrie en aromatiques, peut par ailleurs être recyclée
à l'entrée de l'unité de craquage catalytique en lit fluidisé FCC.
- Lorsque l'unité de craquage catalytique fonctionne en écoulement ascendant, les conditions
opératoires sont les suivantes :
- Température sortie riser comprise entre 520°C et 600°C,
- Rapport C/O compris entre 6 et 14, et préférentiellement compris entre 7 et 12,
- Temps de résidence compris entre 1 et 10 s, et préférentiellement compris entre 2
et 6 s.
- Lorsque l'unité de craquage catalytique fonctionne en écoulement descendant, les conditions
opératoires sont les suivantes :
- Température de sortie du réacteur comprise entre 580°C et 630°C,
- Rapport C/O compris entre 15 et 40, et préférentiellement compris entre 20 et 30,
- Temps de résidence compris entre 0,1 et 1 s, et préférentiellement compris entre 0,2
et 0,7 s.
[0112] Le rapport C/O est le rapport du débit massique de catalyseur en circulation dans
l'unité sur le débit massique de charge à l'entrée de l'unité.
[0113] Le temps de résidence est défini comme le volume du riser (m3) sur le débit volumique
de charge (m3/s).
EXEMPLE :
[0114] La charge utilisée dans cet exemple présente la composition détaillée au tableau
1. Il s'agit d'un résidu sous vide de type « Oural » (Urals dans la terminaison anglo-saxonne),
donc d'un résidu sous vide obtenu à partir d'un pétrole brut provenant de Russie.
Tableau 1: composition de la charge utilisée (Résidu sous vide de type « Oural »)
Propriété |
Unité |
Valeur |
Densité |
- |
1,003 |
Viscosité à 100 °C |
cSt |
540 |
Carbone Conradson |
%poids |
15,0 |
Asphaltènes en C7 |
%poids |
4,0 |
Nickel |
ppm pds |
70 |
Vanadium |
ppm pds |
200 |
Azote |
ppm pds |
5 800 |
Soufre |
%poids |
2,7 |
Coupe 540 °C-- * |
%poids |
10,0 |
*coupe contenant des produits de point d'ébullition inférieur à 540°C. |
[0115] Dans cet exemple, la charge est mise en oeuvre dans le procédé selon l'invention
(figure 2), sans hydrocraquage 60 ni craquage catalytique 70 et donc également sans
addition de distillat sous vide obtenu par distillation directe de pétrole brut (SR-VGO)
91 à l'entrée des étapes d'hydrocraquage et/ou de craquage catalytique.
[0116] Toutefois, selon une autre variante, certains produits obtenus peuvent être ultérieurement
envoyés à une étape d'hydrocraquage, notamment le raffinat issu de l'étape d'extraction,
seul ou en mélange avec d'autres coupes issues du procédé selon l'invention.
[0117] La charge est traitée dans un réacteur H-Oil
® à lit bouillonnant contenant un catalyseur commercial d'hydroconversion de résidu
en lit bouillonnant (par exemple TEX2740 ou TEX2910, commercialisé par la société
Criterion). Les produits liquides issus du réacteur sont fractionnés par distillation
atmosphérique en une fraction naphta (C5+-150°C), une fraction gazole (150-370°C)
et une fraction résiduelle 370°C+.
[0118] La fraction résiduelle est fractionnée par distillation sous-vide en une fraction
gaz qui est envoyée au Fuel, une fraction distillats sous vide VGO (370°C-540°C) et
une fraction résiduelle sous vide 540°C+.
[0119] La fraction résiduelle sous vide est soumise à un désasphaltage au solvant C4 avec
une colonne d'extraction. On obtient une huile désasphaltée DAO et un brai (asphalte
résiduel).
[0120] Dans la section d'extraction des aromatiques, l'huile désasphaltée DAO est soumise
à une extraction liquide/liquide au furfural pour donner un raffinat et un extrait.
L'extrait est avantageusement utilisé en partie comme diluant à l'unité d'hydroconversion
profonde et en partie valorisé avec le brai.
[0121] Les conditions opératoires des unités de conversion H-Oil
® qui traitent des résidus, de l'unité de désasphaltage au solvant (SDA) et de l'Extraction
Aromatique liquide-liquide sont résumées dans le tableau 2.
Tableau 2: Conditions opératoires des unités
Paramètres opératoires |
|
H-Oil® |
SDA |
Extraction Aromatique |
VVH Liquide |
h-1 |
0,25 |
- |
- |
Pression |
MPa |
18 |
4,5 |
4,5 |
Température moyenne du lit catalytique* |
°C |
416 |
- |
- |
Température extracteur |
|
|
120 en tête |
100 en tête |
|
|
90 en fond |
70 en fond |
H2/Charge |
m3/m 3 |
400 |
- |
- |
Solvant/charge |
m3/m 3 |
- |
2/1 |
1,8/1 |
Entrée extracteur |
|
4/1 |
4/1 |
Fond extracteur |
m3/m3 |
|
|
Catalyseurs |
|
TEX 2731 |
- |
- |
Composition Catalyseurs |
|
NiMo/Al2O3 |
- |
- |
Solvant |
|
- |
Butanes |
Furfural |
[0122] Le solvant utilisé dans l'unité SDA est un mélange de butanes comprenant 60% de nC4
et 40% d'iC4.
[0123] Le rendement en DAO de l'unité de désasphaltage est poussé à 75% afin de maximiser
la valorisation de l'huile désasphaltée.
[0124] L'utilisation de diluant aromatique dans l'unité d'hydroconversion profonde permet
d'améliorer la durée d'opération continue de celle-ci de façon très significative
ainsi que le montre le tableau 3.
Tableau 3: impact du diluant aromatique provenant de l'unité d'extraction sur les performances
de l'unité d'hydroconversion H-Oil®.
Conditions opératoires |
Cas sans diluant aromatique |
Cas avec diluant aromatique |
Débit Charge t/h |
100 |
100 |
Débit Diluant Aromatique t/h |
0 |
10 |
Conversion H-OIL®RC %wt |
60 |
60 |
Durée de cycle H-OIL® RC |
2 ans |
4 ans |
[0125] Le tableau 3 montre que le fait d'utiliser l'extrait obtenu à l'unité d'extraction
comme diluant à l'unité d'hydroconversion permet de doubler la durée du run de l'hydroconversion
profonde. Le gain de production en produits finis associé est d'un peu plus de 3%
(1,5 mois sur 4 ans de run).
[0126] L'utilisation du diluant aromatique permet également d'obtenir une production accrue
de produits finis valorisables comme le montre le tableau 4 ci-dessous.
Tableau 4: Charge et produits de l'unité d'hydroconversion avec et sans diluant aromatique,
pour une conversion de 60%wt
|
Sans diluant aromatique |
Avec diluant aromatique |
Charges de l'hydroconversion : |
|
|
Charge, t/h |
100 |
100 |
Extrait utilisé comme diluant, t/h |
0 |
10 |
Hydrogen, t/h |
1.42 |
1.56 |
|
|
|
Produits de l'hydroconversion |
|
|
C1-C4, t/h |
2.94 |
3.08 |
Naphta, t/h |
7.45 |
7.83 |
Gazole (GO), t/h |
23.23 |
24.39 |
Gazole sous vide (VGO), t/h |
28.40 |
29.82 |
Résidu non converti, t/h |
36.78 |
43.78 |
[0127] A conversion fixée, avec l'utilisation de l'extrait comme diluant aromatique, l'unité
d'hydroconversion produit 5% de produits valorisables supplémentaires, soit 5% de
Naphta, 5% de Gazole et 5% de Gazole sous vide VGO.
[0128] Les propriétés du raffinat et de l'extrait à la sortie de l'unité d'extraction sont
comparées à l'huile désasphaltée DAO dans le tableau 5.
Tableau 5: propriétés de l'huile désasphaltée (DAO) à l'entrée, du raffinat et de l'extrait
à la sortie de l'unité d'extraction
Propriété |
Unité |
DAO |
Raffinat |
Extrait |
Densité |
- |
0,97 |
0,880 |
0,967 |
Carbone Conradson |
%poids |
12.6 |
3,0 |
19 |
Asphaltènes en C7 |
%poids |
0,1 |
< 0,05 |
0.2 |
Nickel + Vanadium |
ppm pds |
20 |
< 2 |
40 |
Azote |
ppm pds |
4 000 |
900 |
6400 |
Soufre |
%poids |
1,16 |
0,57 |
1,60 |
Teneur en aromatiques |
%poids |
47 |
55 |
41 |
Teneur en Résines |
%poids |
27 |
0 |
48 |
Hydrogène |
%poids |
11.1 |
14.0 |
9.0 |
[0129] La densité du raffinat et la teneur en azote et en souffre du raffinat sont inférieures
à celles de l'huile désasphaltée DAO. Le raffinat est donc une charge moins réfractaire
à traiter dans une unité d'hydrotraitement en lit fixe par exemple ou dans une unité
d'hydrocraquage.