WO2016192893A1 - Procédé de conversion de charges comprenant une étape de viscoréduction, une étape de précipitation et une étape de séparation des sédiments pour la production de fiouls - Google Patents

Procédé de conversion de charges comprenant une étape de viscoréduction, une étape de précipitation et une étape de séparation des sédiments pour la production de fiouls Download PDF

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visbreaking
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distillate
separation
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Wilfried Weiss
Isabelle MERDRIGNAC
Jérémie BARBIER
Ann Forret
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IFP Energies Nouvelles
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Definitions

  • the present invention relates to the refining and the conversion of heavy hydrocarbon fractions containing, inter alia, sulfur-containing impurities. It relates more particularly to a process for converting heavy petroleum feeds of the atmospheric residue type and / or vacuum residue for the production of heavy fractions that can be used as fuel bases, in particular bunker oil bases, with a low sediment content.
  • the process according to the invention also makes it possible to produce atmospheric distillates (naphtha, kerosene and diesel), vacuum distillates and light gases (C1 to C4).
  • the quality requirements for marine fuels are described in ISO 8217.
  • the sulfur specification now focuses on SOx emissions (Annex VI of the MARPOL Convention of the International Maritime Organization) and results in a recommendation in terms of quality.
  • Sulfur less than or equal to 0.5% by weight outside the Sulfur Emission Control Areas (ZCES or Emissions Control Areas / ECA) by 2020-2025 and less than or equal to 0.1% by weight in the ZCESCs.
  • Another very restrictive recommendation is the sediment content after aging according to ISO 10307-2 (also known as IP390) which must be less than or equal to 0.1%.
  • the sediment content after aging is a measurement carried out according to the method described in the ISO 10307-2 standard (also known to those skilled in the art under the name of IP390). In the rest of the text will therefore read "sediment content after aging", the sediment content measured according to the ISO 10307-2 method.
  • the reference to IP390 will also indicate that the measurement of the sediment content after aging is performed according
  • the sediment content according to ISO 10307-1 (also known as IP375) is different from the sediment content after aging according to ISO 10307-2 (also known as IP390).
  • the sediment content after aging according to IS0 10307-2 is a much more stringent specification and corresponds to the specification for bunker fuels.
  • Annex VI of the MARPOL Convention a ship may therefore use a sulfur-containing fuel oil if the ship is equipped with a flue gas treatment system that reduces emissions of sulfur oxides.
  • Residue visbreaking processes can convert low value residues to higher value distillates.
  • the visbreaking consists in partially cracking the residue, the conversion is therefore always significantly lower (by at least 10 to 20%) than that obtained in a hydrocracking process of residue in a bubbling bed, for example.
  • the resulting heavy fraction corresponding to the unconverted residual cut is generally unstable. It contains sediments that are mainly precipitated asphaltenes. This unstable residual cut can not therefore be used as fuel, especially in bunker oil without a specific treatment since the visbreaking is operated under severe conditions leading to a high conversion rate for this type of treatment.
  • the implementation of a visbreaking process is much less expensive than a process for hydrocracking residues.
  • a large number of units is already installed, so there is interest in using these units while allowing them to improve the quality of effluents and allow them to operate at a higher severity.
  • the visbreaking process partially converts heavy feeds to produce atmospheric distillates and / or distillates under vacuum.
  • Residual type feeds generally contain asphaltenes which can precipitate during visbreaking. Initially in the feedstock, the visbreaking conditions and in particular the temperature cause the asphaltenes to undergo reactions (dealkylation, polymerization, polycondensation, etc.) leading to their precipitation when the conditions are severe and the conversion rate is high. this type of process.
  • the implementation of a visbreaking process in the absence of hydrogen and catalyst makes the reactions only thermal. Thus the conversion rate at which sediments appear visbreduction is lower than in hydrocracking of residues.
  • the sediments formed must be removed to satisfy a product quality such as bunker oil.
  • Such separation of the sediments avoids in particular the risk of clogging of the boat engines and in the case of any processing steps implemented downstream of the visbreaking step, to avoid clogging of the bed (s) catalytic (s) implemented.
  • the applicant in his research has developed a new method incorporating a step of precipitation and physical separation of sediments downstream of a visbreaking step. It has been found that such a process makes it possible to obtain heavy fractions having a low sediment content after aging according to ISO 10307-2, the said heavy fractions being advantageously able to be used wholly or partly as fuel oil or as a fuel oil base in accordance with ISO 10307-2. future specifications, namely a sediment content after aging (measured according to the method ISO 10307-2) less than or equal to 0.1% by weight.
  • the invention relates to a process for converting a hydrocarbon feed containing at least one hydrocarbon fraction having a sulfur content of at least 0.1% by weight, an initial boiling temperature of at least 340 ° C. and a final boiling point of at least 440 ⁇ C, the edit process comprising the steps of:
  • step a) a visbreaking step of the charge in at least one maturation chamber, b) a step of separating the effluent obtained at the end of step a) into at least a light hydrocarbon fraction containing bases fuels and a heavy fraction containing compounds boiling at least 350 ⁇ ,
  • a sediment precipitation stage in which the heavy fraction resulting from the separation step b) is brought into contact with a distillate cut of which at least 20% by weight has a boiling point greater than or equal to 100 ⁇ , for a duration of less than 500 minutes, at a temperature of between 25 and 350 °, and a pressure of less than 20 MPa,
  • step d) a step of physically separating the sediments of the heavy fraction resulting from step c) of precipitation to obtain said heavy fraction separated from the sediments, e) a step of recovering a heavy fraction having a sediment content, measured according to the ISO 10307-2 method, less than or equal to 0.1% by weight of separating the heavy fraction from step d) of the distillate cut introduced in step c).
  • the heavy fractions obtained by the present process can be mixed with fluxing bases so as to achieve the target viscosity of the desired fuel grade.
  • Another point of interest of the process is the partial conversion of the feedstock making it possible to produce, in particular by visbreaking, atmospheric distillates or vacuum distillates (naphtha, kerosene, diesel, vacuum distillate), valorized as bases in the fuel pools. directly or after passing through another refining process such as hydrotreating, reforming, isomerization-hydrocracking or catalytic cracking.
  • FIG. 1 illustrates a schematic view of the process according to the invention showing a visbreaking zone, a separation zone, a precipitation zone, a physical separation zone of the sediments and a recovery zone of the fraction of interest.
  • the feedstocks treated in the process according to the invention are advantageously chosen from atmospheric residues, vacuum residues from direct distillation, crude oils, crude head oils, deasphalted oils, deasphalting resins, asphalts or pitches. deasphalting, residues resulting from conversion processes or hydrotreatment processes, aromatic extracts from lubricant base production lines, oil sands or derivatives thereof, oil shales or their derivatives, alone or in admixture.
  • fillers can advantageously be used as they are or else diluted by a hydrocarbon fraction or a mixture of hydrocarbon fractions which may be chosen from products resulting from a fluid catalytic cracking process (FCC according to the initials of the English name of "Fluid Catalytic Cracking"), a light cutting oil (LCO), a heavy cutting oil (HCO), a decanted oil (OD according to the initials of the English name “Decanted Oil”), a residue of FCC , or which may come from the distillation, gas oil fractions including those obtained by atmospheric or vacuum distillation, such as vacuum gas oil.
  • FCC fluid catalytic cracking process
  • LCO light cutting oil
  • HCO heavy cutting oil
  • decanted Oil OD according to the initials of the English name "Decanted Oil”
  • a residue of FCC or which may come from the distillation, gas oil fractions including those obtained by atmospheric or vacuum distillation, such as vacuum gas oil.
  • the heavy charges can also advantageously comprise cuts resulting from the process of liquefying coal or biomass, aromatic extracts, or any other hydrocarbon cuts or non-petroleum fillers such as pyrolysis oil from lignocellulosic biomasses.
  • the fillers according to the invention generally have a sulfur content of at least 0.1% by weight, an initial boiling point of at least 340.degree . C. and a final boiling point of at least 440.degree. preferred manner a final boiling temperature of at least 540 ⁇ C.
  • the feedstock may contain at least 1% C7 asphaltenes and at least 5 ppm metals, preferably at least 2% C7 asphaltenes and at least 25 ppm of metals.
  • the fillers according to the invention are preferably atmospheric residues or residues under vacuum, or mixtures of these residues.
  • the feedstock according to the invention is subjected to a visbreaking step in at least one ripening chamber.
  • This step consists in partially cracking the filler in order to reduce its viscosity.
  • the visbreaking step is a mild cracking process in which heavy hydrocarbons are heated in a soaker chamber according to the English terminology.
  • the visbreaking step is carried out at a temperature generally of between 370% and 500%, preferably between 420 and 480%, for a period generally of between 1 and 60 minutes, preferably between 10 and 45 minutes, a total pressure generally less than 10 MPa, preferably less than 5 MPa and more preferably less than 2 MPa.
  • the cracking rate is controlled by adjusting the residence time of the hydrocarbons in the ripening chamber.
  • a quench (quench according to the English terminology) of the effluent is then generally performed and the cracked products are separated by a rapid distillation (flash distillation according to the English terminology) and possibly by steam stripping.
  • a rapid distillation flash distillation according to the English terminology
  • Such a process is for example described in US Pat. No. 7,220,887 B2 and US Pat. No. 7,193,123 B2 or in the journal "Petroleum Refining", Volume 3, Chapter 1 1, Technip Publishing.
  • Such a visbreaking residue process is for example the TERVAHL process marketed by the company Axens.
  • hydrotreat the feedstock upstream of the visbreaking stage in order to obtain better quality products, in particular with a low sulfur content. It is therefore preferable to add a hydrotreating step (for example a hydrodesulphurization and / or hydrodenitrogenation step) just before the visbreaking step a). in order to increase the saturation rate of the hydrocarbons, while partly eliminating the sulfur or nitrogen compounds.
  • a hydrotreating step for example a hydrodesulphurization and / or hydrodenitrogenation step
  • Such a process for the hydrotreatment of residues is, for example, the HYVAHL process marketed by the company Axens.
  • the visbreaking stage is operated in the presence of hydrogen (hydrovisbreaking according to the English terminology), which simultaneously allows saturation and cracking of hydrocarbons.
  • hydrogen hydrofluorin
  • the visbreaking of a hydroprocessed feedstock that is to say in which the content of saturated hydrocarbons is greater
  • Such visbreaking technologies in the presence of hydrogen are therefore preferred in the context of the present process, insofar as they avoid the addition of an additional hydrotreatment stage, while making it possible to obtain a quality of the effluents of this process. very satisfactory stage.
  • the conversion rate of the compounds boiling above 540% in the feedstock during the visbreaking step a) is generally less than 60%, preferably less than 50% and more preferably less than 45%.
  • the effluent obtained at the end of the visbreaking step a) may undergo at least one separation step, optionally supplemented by further additional separation steps, making it possible to separate at least one light hydrocarbon fraction containing bases fuels and a heavy fraction containing at least 350 ⁇ boiling compounds.
  • the separation step can advantageously be carried out by any method known to those skilled in the art such as, for example, the combination of one or more high and / or low pressure separators, and / or distillation stages and / or or high and / or low pressure stripping, and / or liquid / liquid extraction steps.
  • the separation step b) makes it possible to obtain a gaseous phase, at least a light fraction of hydrocarbons of the type naphtha, kerosene and / or diesel, a vacuum distillate fraction and a vacuum residue fraction and / or an atmospheric residue fraction.
  • the heavy fraction sent in the precipitation step c) corresponds at least in part to an atmospheric residue fraction.
  • the complexity of the separation step depends on the complexity of the visbreaking step a), especially if this visbreaking step operates under pressure and / or in the presence of hydrogen.
  • the effluent of the visbreaking step a) is introduced into a distillation column allowing recovering at least one gaseous fraction and a liquid fraction of atmospheric residue type.
  • this column also makes it possible to withdraw an unstabilized naphtha fraction (which will optionally be subsequently treated in a stabilization column) as a liquid distillate at the reflux flask.
  • this column also allows laterally withdrawing a fraction of the diesel type, possibly with a lateral stripper.
  • the atmospheric residue liquid fraction may optionally be treated in a vacuum column to recover a vacuum distillate and a vacuum residue.
  • the effluent from the visbreaking step is at high pressure and contains at least one gas phase and a liquid phase.
  • the separation can be carried out in a fractionation section which can firstly comprise a high temperature high pressure separator (HPHT), and possibly a low temperature high pressure separator (HPBT), and / or atmospheric distillation and / or vacuum distillation.
  • HPHT high temperature high pressure separator
  • HPBT low temperature high pressure separator
  • the effluent obtained at the end of step a) is advantageously separated in a HPHT high-temperature high-pressure separator into a light fraction and a heavy fraction containing predominantly at least 350 regulationss boiling compounds.
  • the cutting point of the separation is advantageously between 200 and 400 °.
  • the effluent from the visbreaking step a) can, during step b), also undergo a succession.
  • instantaneous separation device or flash according to the English terminology comprising at least one high temperature high pressure balloon (HPHT) and a high temperature low pressure balloon (BPHT) for separating a heavy fraction which is sent in a steam stripping step for removing from said heavy fraction at least a light fraction rich in hydrogen sulfide.
  • HPHT high temperature high pressure balloon
  • BPHT high temperature low pressure balloon
  • the heavy fraction recovered at the bottom of the stripping column contains at least 350% boiling compounds but also atmospheric distillates.
  • said heavy fraction separated from the light fraction rich in hydrogen sulphide is then sent to the precipitation step c) and then to the step of physically separating sediments d).
  • At least a portion of the so-called heavy fraction from step b) is fractionated by atmospheric distillation into at least one atmospheric distillate fraction containing at least a light fraction of naphtha, kerosene and / or diesel type hydrocarbons. and an atmospheric residue fraction.
  • At least a portion of the atmospheric residue fraction, at least in part corresponding to the heavy fraction from step b), can be sent to the precipitation step c) and then to the physical sediment separation step d) .
  • the atmospheric residue may also be at least partially fractionated by vacuum distillation into a vacuum distillate fraction containing vacuum gas oil and a vacuum residue fraction.
  • Said fraction vacuum residue, corresponding to the heavy fraction from step b), is advantageously sent at least partly in the precipitation step c) and then in the step of physical separation of sediment d).
  • At least a portion of the vacuum distillate and / or vacuum residue may also be recycled to the visbreaking step a).
  • the light fraction (s) obtained may (may) undergo other separation steps.
  • it (s) is (are) subject (s) to atmospheric distillation to obtain a gaseous fraction, at least a light fraction of naphtha, kerosene and / or diesel type hydrocarbons and a vacuum distillate fraction.
  • Part of the atmospheric distillate and / or vacuum distillate may be part of a fuel oil as a fluxing agent. These cuts can also be marine fuels with low viscosity (MGO or MGO, Marine Diesel Oil or Marine Gas Oil according to English terminology). Another part of the vacuum distillate can still be upgraded by hydrocracking and / or catalytic cracking in a fluidized bed. The gaseous fractions resulting from the separation step preferably undergo a purification treatment to possibly recover the hydrogen and recycle it. Part of the purified hydrogen can be used during the precipitation step.
  • the recovery of different fuel base cuts (LPG, naphtha, kerosene, diesel and / or vacuum gas oil) obtained from the present invention is well known to those skilled in the art.
  • the products obtained can be integrated in fuel tanks (also called “pools" fuels according to the English terminology) or undergo additional refining steps.
  • the fraction (s) naphtha, kerosene, gas oil and vacuum gas oil can be (are) subjected to one or more treatments (hydrotreatment, hydrocracking, alkylation, isomerization, catalytic reforming, catalytic or thermal cracking or other ) to bring them to the required specifications (sulfur content, smoke point, octane, cetane, etc.) separately or in mixture.
  • the vacuum distillate leaving the visbreaking after separation can be hydrotreated.
  • This hydrotreated vacuum distillate may be used as a fluxing agent for the fuel oil pool having a sulfur content of less than or equal to 0.5% by weight, or it may be used directly as fuel with a sulfur content of less than or equal to 0.1% by weight.
  • the heavy fraction obtained at the end of the separation step b) contains organic sediments which result from visbreaking conditions.
  • Part of the sediments consist of asphaltenes precipitated under visbreaking conditions and are analyzed as existing sediments (IP375).
  • IP375 existing sediments
  • IP390 sediments after aging
  • the process according to the invention comprises a precipitation step to improve the sediment separation efficiency and thus to obtain stable fuel oils or oil bases, ie with a sediment content after aging less than or equal to 0.1% by weight .
  • the precipitation step according to the invention makes it possible to form all the existing and potential sediments (by converting the potentials into existing ones) so as to separate them more efficiently and thus respect the sediment content after aging (measured according to the ISO method 10307-2) of 0.1% maximum weight.
  • the precipitation step according to the invention comprises bringing the heavy fraction resulting from the separation step b) into contact with a distillate cut of which at least 20% by weight has a boiling point greater than or equal to 100 ⁇ , preferably greater than or equal to 120 ⁇ , more preferably greater than or equal to 150 ⁇ .
  • the distillate cut is characterized in that it comprises at least 25% by weight having a boiling point greater than or equal to 100 ⁇ , preferably greater than or equal to 120 ⁇ , more preferably higher than or equal to 150 ⁇ C.
  • At least 5% by weight or even 10% by weight of the distillate section according to the invention has a boiling point of at least 252 ⁇ C.
  • At least 5% by weight or even 10% by weight of the distillate section according to the invention has a boiling point of at least 255 ⁇ C.
  • the precipitation step c) according to the invention is advantageously carried out for a residence time of less than 500 minutes, preferably less than 300 minutes, more preferably less than 60 minutes, at a temperature between 25 and 350 °, preferably between 50 and 350 ⁇ , preferably between 65 and 300 ⁇ and more preferably between 80 and 250 ⁇ C.
  • the pressure of the precipitation step e st preferably less than 20 MPa, preferably less than 10 MPa, more preferably less than 3 MPa and even more preferably less than 1.5 MPa.
  • the distillate fraction according to the invention advantageously comprises hydrocarbons having more than 12 carbon atoms, preferably hydrocarbons having more than 13 atoms. carbons, more preferably hydrocarbons having from 13 to 40 carbon atoms.
  • Said distillate cut may partly or wholly originate from the separation step b) of the invention or from another refining process or from another chemical process.
  • Said distillate cut may be used in a mixture with a naphtha-type cut and / or a vacuum-type gas oil cut and / or vacuum residue.
  • Said distillate cut may be used in a mixture with the light fraction obtained after step b), the atmospheric distillate fraction resulting from step b) and / or the vacuum distillate fraction from step b ) of seperation.
  • the distillate cut according to the invention is mixed with another cut, a light fraction and / or a heavy fraction as indicated above, the proportions are chosen so that the resulting mixture respects the characteristics of the the distillate cup according to the invention.
  • distillate cut according to the invention has the advantage of avoiding the majority use of high value added cuts such as petrochemical cuts, naphtha, etc.
  • the mass ratio between the distillate fraction according to the invention and the heavy fraction obtained at the end of the separation stage b) is between 0.01 and 100, preferably between 0.05 and 10, more preferably preferred between 0.1 and 5, and even more preferably between 0.1 and 2.
  • the distillate cut according to the invention is at least drawn from the process, it is possible to accumulate this cut during a start-up period. in order to reach the desired ratio.
  • the precipitation step can be carried out using an exchanger or a heating furnace followed by one or more capacity (s) in series or in parallel such (s) as a horizontal or vertical balloon, optionally with a settling function to remove some of the heavier solids, and / or a piston reactor.
  • a stirred and heated tank may also be used, and may be provided with a bottom draw to remove some of the heavier solids.
  • the precipitation step can be carried out online, without buffer capacity, possibly using a static mixer.
  • step c) of precipitation of the heavy fraction resulting from step b) is carried out in the presence of an inert gas and / or an oxidizing gas and / or an oxidizing liquid and / or hydrogen, preferably from the separation steps of the process of the invention, in particular from the separation step b).
  • the precipitation step c) can be carried out in the presence of an inert gas such as dinitrogen, or in the presence of an oxidizing gas such as dioxygen, ozone or nitrogen oxides, or in the presence of a mixture containing an inert gas and an oxidizing gas such as air or air depleted by nitrogen, or in the presence of an oxidizing liquid to accelerate the precipitation process.
  • oxidizing liquid means an oxygenated compound, for example a peroxide such as hydrogen peroxide, or an inorganic oxidizing solution such as a solution of potassium permanganate or a mineral acid such as sulfuric acid. According to this variant, the oxidizing liquid is then mixed with the heavy fraction from the separation step b) and the distillate cut according to the invention during the implementation of step c).
  • the method according to the invention further comprises a step d) of physical separation of the sediments.
  • the heavy fraction obtained at the end of the precipitation step c) contains precipitated asphaltene-type organic sediments which result from the visbreaking and precipitation conditions.
  • the heavy fraction resulting from the precipitation step c) is subjected to a separation of the sediments, by means of at least one physical separation means chosen from a filter, a separation membrane, a bed organic or inorganic type filter solids, electrostatic precipitation, centrifugation system, decantation, auger withdrawal.
  • a combination, in series and / or in parallel, of several separation means of the same type or different type can be used during this step d) sediment separation.
  • One of these solid-liquid separation techniques may require the periodic use of a light rinsing fraction, resulting from the process or not, allowing for example the cleaning of a filter and the evacuation of sediments.
  • the heavy fraction (with a sediment content after aging of less than or equal to 0.1% by weight) is obtained comprising a portion of the distillate cut according to US Pat. invention introduced in step c).
  • Step e) Recovery of the heavy fraction at the end of step d) of separation
  • the mixture resulting from step d) is advantageously introduced in a step e) of recovery of the heavy fraction having a sediment content after aging less than or equal to 0.1% by weight, said step of separating the heavy fraction from step d) of the distillate cut introduced in step c).
  • Step e) is a separation step similar to separation step b).
  • Step e) can be implemented by means of separator balloon type equipment and / or distillation columns so as to separate on the one hand at least part of the distillate cut introduced during step c) of precipitation and on the other hand the heavy fraction having a sediment content after aging (measured according to the ISO 10307-2 method) less than or equal to 0.1% by weight.
  • a part of the distillate cut separated from step e) is recycled in step c) of precipitation.
  • Said recovered heavy fraction may advantageously be used as a base of fuel oil or as fuel oil, especially as a base of bunker oil or as bunker oil, having a sediment content after aging less than 0.1% by weight.
  • said heavy fraction is mixed with one or more fluxing bases selected from the group consisting of catalytic cracking light cutting oils, catalytic cracking heavy cutting oils, catalytic cracking residue, kerosene, a diesel fuel, a vacuum distillate and / or a decanted oil.
  • part of the distillate cut according to the invention can be left in the sediment-reduced heavy fraction so that the viscosity of the mixture is directly that of a desired fuel grade, for example 180 or 380 cSt at 50 ⁇ and so that the sediment content after aging (measured according to the ISO 10307-2 method) is less than 0.1% by weight.
  • the sulfur content of the heavy fraction resulting from step d) or e) and containing predominantly compounds boiling at least 350 * 0 is a function of the operating conditions of the visbreaking step but also and especially of the sulfur content of the original charge.
  • a heavy fraction with less than 0.5% by weight of sulfur such as required for ships that do not have smoke treatment and operate outside the ZCEA by 2020-2025.
  • the sulfur content of the heavy fraction may exceed 0.5% by weight.
  • a step f) of hydrotreatment in a fixed bed is made necessary in the case where the refiner wishes to reduce the sulfur content, in particular for a bunker oil base or a bunker oil intended to be burned on a ship without smoke treatment.
  • the f) fixed bed hydrotreatment step is carried out on at least a portion of the heavy fraction resulting from step d) or e).
  • the hydrotreatment step described in step f) is identical to the step of hydrotreatment of the charge advantageously carried out before the visbreaking step.
  • the conditions described below in step f) are therefore transferable to this hydrotreatment step.
  • the heavy fraction from step f) can advantageously be used as a base of fuel oil or as fuel oil, especially as a base of bunker oil or as bunker oil, having a sediment content after aging less than 0.1% by weight.
  • said heavy fraction is mixed with one or more fluxing bases selected from the group consisting of catalytic cracking light cutting oils, catalytic cracking heavy cutting oils, catalytic cracking residue, kerosene, a diesel fuel, a vacuum distillate and / or a decanted oil.
  • the heavy fraction resulting from step d) or e) is sent to the hydrotreatment step f) comprising one or more hydrotreatment zones in fixed beds.
  • the sending in a fixed bed of a heavy fraction devoid of sediment is an advantage of the present invention since the fixed bed will be less subject to clogging and increased pressure drop.
  • Hydroprocessing is understood to mean in particular hydrodesulfurization (HDS) reactions, hydrodenitrogenation (HDN) reactions and hydrodemetallation (HDM) reactions, but also hydrogenation, hydrodeoxygenation, hydrodearomatization, hydroisomerization, hydrodealkylation, hydrocracking, hydro-deasphalting and Conradson carbon reduction.
  • Such a method of hydrotreating heavy cuts is widely known and can be related to the process known as HYVAHL-F TM described in US Patent 5417846.
  • hydrodemetallation reactions are mainly carried out but also part of the hydrodesulfurization reactions.
  • hydrodesulphurization reactions are mainly carried out but also part of the hydrodemetallation reactions.
  • a co-charge may be introduced with the heavy fraction in the hydrotreatment step f).
  • This co-charge can be chosen from atmospheric residues, vacuum residues from direct distillation, deasphalted oils, aromatic extracts from lubricant base production lines, hydrocarbon fractions or a mixture of hydrocarbon fractions that can be chosen.
  • a light cutting oil (LCO) a heavy cutting oil (HCO)
  • HCO heavy cutting oil
  • decanted oil or possibly derived from distillation
  • the gasoil fractions in particular those obtained by atmospheric or vacuum distillation, such as, for example, vacuum gas oil.
  • the hydrotreatment stage may advantageously be carried out at a temperature of between 300 and 500%, preferably 350% to 420%, and under a hydrogen partial pressure advantageously between 5 MPa and 25 MPa, preferably between 10 and 20 MPa, a global hourly space velocity (VVH) within a range of from 0.1 h -1 to 5 h -1 and preferably from 0.1 h -1 to 2 h -1, a quantity of hydrogen mixed with the feedstock usually from 100 to 5000 Nm 3 / m3 (normal cubic meters (Nm 3) per cubic meter (m3) of liquid charge), most often from 200 to 2000 Nm3 / m3 and preferably from 300 to 1500 Nm3 / m3.
  • the hydrotreating step is carried out industrially in one or more liquid downflow reactors.
  • the hydrotreatment temperature is generally adjusted according to the desired level of conversion of hydrotreatment.
  • the hydrotreatment catalysts used are preferably known catalysts and are generally granular catalysts comprising, on a support, at least one metal or metal compound having a hydrodehydrogenating function. These catalysts are advantageously catalysts comprising at least one Group VIII metal, generally selected from the group consisting of nickel and / or cobalt, and / or at least one Group VIB metal, preferably molybdenum and / or tungsten. .
  • a catalyst comprising from 0.5 to 10% by weight of nickel and preferably from 1 to 5% by weight of nickel (expressed as nickel oxide NiO) and from 1 to 30% by weight of molybdenum, preferably from 5 to 20% by weight of molybdenum (expressed as molybdenum oxide MoO 3 ) on a mineral support.
  • This support will, for example, be selected from the group formed by alumina, silica, silica-aluminas, magnesia, clays and mixtures of at least two of these minerals.
  • this support contains other doping compounds, in particular oxides chosen from the group formed by boron oxide, zirconia, ceria, titanium oxide, phosphoric anhydride and a mixture of these oxides.
  • an alumina support is used and very often a support of alumina doped with phosphorus and possibly boron.
  • concentration of phosphorus pentoxide P 2 O 5 is usually between 0 or 0.1% and 10% by weight.
  • concentration of boron trioxide B 2 0 5 is usually between 0 or 0.1% and 10% by weight.
  • the alumina used is usually a ⁇ or ⁇ alumina. This catalyst is most often in the form of extrudates.
  • the total content of metal oxides of groups VIB and VIII is often from 5 to 40% by weight and in general from 7 to 30% by weight and the weight ratio expressed as metal oxide between metal (or metals) of Group VIB on metal (or metals) of group VIII is usually 20 to 1 and most often 10 to 2.
  • hydrodemetallation step including a hydrodemetallation step (HDM)
  • HDS hydrodesulfurization step
  • Catalysts that can be used in the hydrodemetallation (HDM) step are, for example, indicated in the patents EP 13297, EP 13284, US 5222 1656, US 5827421, US 71 19045, US 5622616 and US 5089463.
  • Hydrodemetallation (HDM) catalysts are preferably used in the reactive reactors.
  • Catalysts that can be used in the hydrodesulfurization (HDS) stage are, for example, indicated in patents EP 13297, EP 13284, US6589908, US 4818743 or US 6332976. It is also possible to use a mixed catalyst that is active in hydrodemetallation and hydrodesulphurization for both the hydrodemetallation (HDM) section and the hydrodesulfurization (HDS) section as described in FR2940143. Prior to the injection of the feed, the catalysts used in the process according to the present invention are preferably subjected to an in-situ or ex-situ sulphurization treatment.
  • the process according to the invention may comprise a step g) of separating the effluents from the hydrotreating step f).
  • the optional separation step g) may advantageously be carried out by any method known to those skilled in the art such as, for example, the combination of one or more high and / or low pressure separators, and / or distillation and / or high and / or low pressure stripping.
  • This optional separation step g) is similar to the separation step b) and will not be further described.
  • the effluent obtained in step f) is at least partly, and often in all, sent to a separation step g), comprising atmospheric distillation and / or vacuum distillation.
  • the effluent of the hydrotreating step is fractionated by atmospheric distillation into a gaseous fraction, at least one atmospheric distillate fraction containing the fuels bases (naphtha, kerosene and / or diesel) and an atmospheric residue fraction. At least a portion of the atmospheric residue can then be fractionated by vacuum distillation into a vacuum distillate fraction containing vacuum gas oil and a vacuum residue fraction.
  • the vacuum residue fraction and / or the vacuum distillate fraction and / or the atmospheric residue fraction can in part constitute at least the bases of low sulfur fuel oils having a sulfur content of less than or equal to 0.5% by weight and a sediment content after aging less than or equal to 0.1% by weight.
  • the distillate fraction vacuum may be a fuel oil base having a sulfur content of less than or equal to 0.1% by weight.
  • the heavy fractions resulting from steps d) and / or e) and / or f) and / or g) can be mixed with one or more fluxing bases chosen from the group consisting of light cutting oils.
  • kerosene, gas oil and / or vacuum distillate produced in the process of the invention will be used.
  • use will be kerosene, gas oil and / or vacuum distillate obtained (s) in the separation steps b) or g) of the process.
  • FIG. 1 describes a simplified example of implementation of the invention without limiting the scope.
  • the hydrocarbon feedstock (1) is sent to a visbreaking zone a) (step a)).
  • the effluent (2) from the visbreaking zone a) is sent to a separation zone b) to obtain at least one gaseous fraction (3) and at least one heavy liquid fraction (4).
  • This liquid fraction (4) is brought into contact with a distillate cut (5) during a precipitation step c) in zone c).
  • the effluent (6) consisting of a heavy fraction and sediment is treated in a physical separation zone d) (step d)) making it possible to eliminate a fraction comprising sediments (8) and to recover a liquid hydrocarbon fraction ( 7) with reduced sediment content.
  • the liquid hydrocarbon fraction (7) is then treated in a zone e) of recovery on the one hand of the liquid hydrocarbon fraction (10) having a sediment content after aging less than or equal to 0.1% by weight, and of on the other hand, a fraction (9) containing at least a portion of the distillate cut introduced during step c).
  • the treated feed is a vacuum residue (RSV Ural) whose characteristics are shown in Table 1.
  • Table 1 Characteristics of the load
  • the filler is subjected to a visbreaking step.
  • the operating conditions of the visbreaking section are given in Table 2.
  • the visbreaking effluents are then subjected to a separation comprising an atmospheric distillation and making it possible to recover a gaseous fraction, distillates and a heavy fraction (atmospheric residue, RA).
  • the yields are shown in Table 3.
  • the heavy fraction (fraction 350 ⁇ C +, that is to say, vacuum distillate (350-540 ⁇ ) and vacuum residue (540 + ⁇ )) is then treated in two varia nt:
  • the mixture is then subjected to a sediment separation step using a Pall® brand metal porous filter. This step of physical separation of the sediments is followed by a step of recovery of the heavy fraction (distillation of the mixture making it possible to recover on the one hand the heavy fraction with reduced sediment content, and on the other hand the distillate cut).
  • the diesel cut obtained (180 ° -350 °) is used as the distillate cut for the precipitation stage.
  • the distillate cuts characterized by the simulated distillation reflecting the percentage distilled depending on the temperature, contains more than 5% by weight of compounds which boil at over 255 ⁇ C (Table 4).
  • the heavy fractions of the two previous variants A) and B) are distilled to know the qualities and yields of vacuum distillate and vacuum residue.
  • the operating conditions of the visbreaking stage coupled to a precipitation and sediment separation step according to the invention carried out on the heavy fraction have an impact on the stability of the effluents obtained. This is illustrated by the post-aging sediment contents measured in the atmospheric residues (350 coupe + cut). The performance is summarized in Table 5 below.
  • HDM Hydrodemetallation
  • VVH (h-1, Sm3 / h fresh load / m3 fixed bed catalyst) 0.16
  • CoMoNi catalysts used on Alumina are sold by Axens under the references HF858 (HDM catalyst), HM848 (transition catalyst) and HT438 HDS catalyst).
  • the effluents from the hydrotreating step are then separated and analyzed.
  • the vacuum distillate fractions contain less than 0.2% by weight of sulfur.
  • the fractions under vacuum contain less than 0.5% by weight of sulfur.

Abstract

L'invention concerne un procédé de conversion d'une charge hydrocarbonée, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape de viscoréduction de la charge, b) une étape de séparation de l'effluent obtenu à l'issue de l'étape a), c) une étape de précipitation des sédiments dans laquelle la fraction lourde issue de l'étape de séparation b) est mise en contact une coupe de distillat dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100° C, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350° C, et une pression inférieure à 20 MPa, d) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction lourde issue de l'étape c) de précipitation pour obtenir ladite fraction lourde séparée des sédiments, e) une étape de récupération d'une fraction lourde ayant une teneur en sédiments, mesurée selon la méthode ISO 10307-2, inférieure ou égale à 0,1% en poids.

Description

PROCÉDÉ DE CONVERSION DE CHARGES COMPRENANT UNE ETAPE DE VISCOREDUCTION, UNE ETAPE DE PRECIPITATION ET UNE ETAPE DE SEPARATION
DES SEDIMENTS POUR LA PRODUCTION DE FIOULS
La présente invention concerne le raffinage et la conversion des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées. Elle concerne plus particulièrement un procédé de conversion de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide pour la production de fractions lourdes utilisables comme bases de fiouls, notamment de bases de fiouls de soute, à basse teneur en sédiments. Le procédé selon l'invention permet également de produire des distillais atmosphériques (naphta, kérosène et diesel), des distillais sous vide et des gaz légers (C1 à C4).
Les exigences de qualité des combustibles marins sont décrites dans la norme ISO 8217. La spécification concernant le soufre s'attache désormais aux émissions de SOx (Annexe VI de la convention MARPOL de l'Organisation Maritime Internationale) et se traduit par une recommandation en teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% poids en dehors des Zones de Contrôle des Emissions de Soufre (ZCES ou Emissions Control Areas / ECA en anglais) à l'horizon 2020-2025, et inférieure ou égale à 0,1 % poids dans les ZCES. Une autre recommandation très contraignante est la teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 (également connue sous le nom d'IP390) qui doit être inférieure ou égale à 0,1 %. La teneur en sédiments après vieillissement est une mesure réalisée selon la méthode décrite dans la norme ISO 10307-2 (également connu de l'homme du métier sous le nom de IP390). Dans la suite du texte en entendra donc par « teneur en sédiments après vieillissement», la teneur en sédiment mesurée selon la méthode ISO 10307-2. La référence à IP390 indiquera également que la mesure de la teneur en sédiments après vieillissement est réalisée selon la méthode ISO 10307-2.
La teneur en sédiments selon ISO 10307-1 (également connue sous le nom d'IP375) est différente de la teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2 (également connue sous le nom d'IP390). La teneur en sédiments après vieillissement selon IS0 10307-2 est une spécification beaucoup plus contraignante et correspond à la spécification s'appliquant aux fiouls de soute. Selon l'Annexe VI de la convention MARPOL, un navire pourra donc utiliser un fioul soufré dès lors que le navire est équipé d'un système de traitement des fumées permettant de réduire des émissions d'oxydes de soufre.
Les procédés de viscoréduction de résidus permettent de convertir des résidus à faible valeur en des distillais à plus forte valeur ajoutée. La viscoréduction consiste à réaliser un craquage partiel du résidu, la conversion est donc toujours nettement inférieure (d'au moins 10 à 20%) à celle obtenue dans un procédé d'hydrocraquage de résidu en lit bouillonnant par exemple. Cependant, la fraction lourde qui en résulte correspondant à la coupe résiduelle non convertie est généralement instable. Elle contient des sédiments qui sont principalement des asphaltènes précipités. Cette coupe résiduelle instable ne peut donc pas être valorisée comme fioul, notamment en fioul de soute sans un traitement spécifique dès lors que la viscoréduction est opérée dans des conditions sévères conduisant à un taux de conversion élevé pour ce type de traitement. Toutefois la mise en œuvre d'un procédé de viscoréduction est beaucoup moins onéreuse qu'un procédé d'hydrocraquage de résidus. De plus, un grand nombre d'unités est déjà installé, il y a donc un intérêt à utiliser ces unités tout en leur permettant d'améliorer la qualité des effluents et ainsi leur permettre d'opérer à plus forte sévérité.
Le procédé de viscoréduction permet de convertir partiellement les charges lourdes afin de produire des distillais atmosphériques et/ou de distillais sous vide. Les charges de type résidus contiennent généralement des asphaltènes qui peuvent précipiter lors de la viscoréduction. Initialement dans la charge, les conditions de viscoréduction et notamment la température font que les asphaltènes subissent des réactions (déalkylation, polymérisation, polycondensation...) conduisant à leur précipitation dès lors que les conditions sont sévères et que le taux de conversion est élevé pour ce type de procédé. Par rapport à un procédé d'hydrocraquage de résidu, la mise en œuvre d'un procédé de viscoréduction en absence d'hydrogène et de catalyseur fait que les réactions sont uniquement thermiques. Ainsi le taux de conversion à partir duquel les sédiments apparaissent en viscoréduction est plus faible qu'en hydrocraquage de résidus. Les sédiments formés doivent être enlevés pour satisfaire une qualité de produit tel que le fioul de soute. Une telle séparation des sédiments évite notamment les risques d'encrassement des moteurs de bateaux et dans le cas d'éventuelles étapes de traitement mises en œuvre en aval de l'étape de viscoréduction, d'éviter un bouchage du ou des lit(s) catalytique(s) mis en œuvre. La demanderesse dans ses recherches a mis au point un nouveau procédé intégrant une étape de précipitation et de séparation physique des sédiments en aval d'une étape de viscoréduction. Il a été trouvé qu'un tel procédé permettait d'obtenir des fractions lourdes présentant une basse teneur en sédiments après vieillissement selon ISO 10307-2, lesdites fractions lourdes pouvant avantageusement être utilisées totalement ou en partie comme fioul ou comme base de fioul répondant aux futures spécifications, à savoir une teneur en sédiments après vieillissement (mesurée selon la méthode ISO 10307-2) inférieure ou égale à 0,1 % en poids.
Plus particulièrement, l'invention concerne un procédé de conversion d'une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340Ό et une température finale d'ébullition d'au moins 440<C, l edit procédé comprenant les étapes suivantes :
a) une étape de viscoréduction de la charge dans au moins une chambre de maturation, b) une étape de séparation de l'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) en au moins une fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350Ό,
c) une étape de précipitation des sédiments dans laquelle la fraction lourde issue de l'étape de séparation b) est mise en contact avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100Ό, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350Ό, et une pression inférieure à 20 MPa,
d) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction lourde issue de l'étape c) de précipitation pour obtenir ladite fraction lourde séparée des sédiments, e) une étape de récupération d'une fraction lourde ayant une teneur en sédiments, mesurée selon la méthode ISO 10307-2, inférieure ou égale à 0,1 % en poids consistant à séparer la fraction lourde issue de l'étape d) de la coupe de distillât introduite lors de l'étape c).
Afin de constituer le fioul répondant aux recommandations de la viscosité, les fractions lourdes obtenues par le présent procédé peuvent être mélangées avec des bases fluxantes de manière à atteindre la viscosité cible du grade de fioul désiré. Un autre point d'intérêt du procédé est la conversion partielle de la charge permettant de produire, notamment par viscoréduction, des distillais atmosphériques ou des distillais sous vide (naphta, kérosène, diesel, distillât sous vide), valorisâmes comme bases dans les pools carburants directement ou après passage dans un autre procédé de raffinage tel que l'hydrotraitement, le reformage, l'isomérisation-hydrocraquage ou le craquage catalytique.
Description sommaire de la figure 1
La figure 1 illustre une vue schématique du procédé selon l'invention faisant apparaître une zone de viscoréduction, une zone de séparation, une zone de précipitation, une zone de séparation physique des sédiments et une zone de récupération de la fraction d'intérêt. Description détaillée
La charge
Les charges traitées dans le procédé selon l'invention sont avantageusement choisies parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, les huiles désasphaltées, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion ou de procédés d'hydrotraitement, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange.
Ces charges peuvent avantageusement être utilisées telles quelles ou encore diluées par une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées pouvant être choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC selon les initiales de la dénomination anglo-saxonne de « Fluid Catalytic Cracking »), une huile de coupe légère (LCO), une huile de coupe lourde (HCO), une huile décantée (DO selon les initiales de la dénomination anglo-saxonne de « Decanted Oil »), un résidu de FCC, ou pouvant venir de la distillation, les fractions gazoles notamment celles obtenues par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide. Les charges lourdes peuvent aussi avantageusement comprendre des coupes issues du procédé de liquéfaction du charbon ou de la biomasse, des extraits aromatiques, ou toutes autres coupes hydrocarbonées ou encore des charges non pétrolières comme de l'huile de pyrolyse de biomasses lignocellulosiques. Les charges selon l'invention ont généralement une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340<C et une température finale d'ébullition d'au moins 440^, de manière préférée une température finale d'ébullition d'au moins 540<C. Avantageusment, la charge peut conteni r au moins 1 % d'asphaltènes C7 et au moins 5 ppm de métaux, de préférence au moins 2% d'asphaltènes C7 et au moins 25 ppm de métaux.
Les charges selon l'invention sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.
Etape a) : Viscoréduction La charge selon l'invention est soumise à une étape de viscoréduction dans au moins une chambre de maturation.
Cette étape consiste à réaliser un craquage partiel de la charge afin de réduire sa viscosité.
L'étape de viscoréduction (visbreaking selon la terminologie anglo-saxonne) est un procédé de craquage doux dans lequel des hydrocarbures lourds sont chauffés dans une chambre appelée soaker selon la terminologie anglo-saxonne. L'étape de viscoréduction est réalisée à une température généralement comprise entre 370^ et 500^, de préférence entre 420 et 480Ό, pendant une durée généralement comprise e ntre 1 et 60 minutes, de préférence entre 10 et 45 minutes, une pression totale généralement inférieure à 10 MPa, de préférence inférieure à 5 MPa et de manière plus préférée inférieure à 2 MPa. Le taux de craquage est contrôlé en réglant le temps de résidence des hydrocarbures dans la chambre de maturation. Une trempe (quench selon la terminologie anglo-saxonne) de l'effluent est ensuite généralement réalisée et les produits craqués sont séparés par une distillation rapide (flash distillation selon la terminologie anglo-saxonne) et éventuellement par un stripage à la vapeur. Un tel procédé est par exemple décrit dans les brevets US 7,220,887 B2 et US 7,193,123 B2 ou dans la revue "Le raffinage du Pétrole" volume 3, chapitre 1 1 , Éditions Technip. Un tel procédé de viscoréduction de résidus est par exemple le procédé TERVAHL commercialisé par la société Axens.
Il est possible de réaliser l'hydrotraitement de la charge en amont de l'étape de viscoréduction afin d'obtenir des produits de meilleur qualité, notamment à basse teneur en soufre. Il est donc préférable d'ajouter une étape d'hydrotraitement (par exemple une étape de d'hydrodesulfuration et/ou d'hydrodéazotation) juste avant l'étape a) de viscoréduction afin d'augmenter le taux de saturation des hydrocarbures, tout en éliminant en partie les composés soufrés ou azotés. Un tel procédé d'hydrotraitement de résidus est par exemple le procédé HYVAHL commercialisé par la société Axens.
Dans une variante du procédé selon l'invention, l'étape de viscoréduction est opérée en présence d'hydrogène (hydrovisbreaking selon la terminologie anglo-saxonne), ce qui permet simultanément une saturation et un craquage des hydrocarbures. En effet, la viscoréduction d'une charge hydroprocessée (c'est-à-dire dans laquelle la teneur en hydrocarbures saturés est plus importante), permet d'obtenir des taux de conversion plus élevés lors de l'étape de viscoréduction. De telles technologies de viscoréduction en présence d'hydrogène sont donc préférées dans le cadre du présent procédé, dans la mesure où elles évitent l'addition d'une étape d'hydrotraitement supplémentaire, tout en permettant d'obtenir une qualité des effluents de cette étape très satisfaisante. Il est également possible d'opérer un procédé de viscoréduction en présence d'hydrogène à l'aide d'un solvant donneur d'hydrogène, comme cela est par exemple décrit dans le brevet US 4,592,830.
Les conditions opératoires utilisables dans des procédés de viscoréduction en présence d'hydrogène sont par exemple cités dans le brevet de la société Philips Petroleum US 4,708,784 et dans les brevets US 4,533,462, EP 0 1 13 284 B et EP 0 649 896 B.
Le taux de conversion des composés bouillant au-delà de 540^ dans la charge lors de l'étape de a) de viscoréduction est généralement inférieur à 60%, de préférence inférieur à 50% et de manière plus préférée inférieur à 45%.
Etape b) : Séparation de l'effluent de viscoréduction
L'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) de viscoréduction peut subir au moins une étape de séparation, éventuellement complétée par d'autres étapes de séparation supplémentaires, permettant de séparer au moins une fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants et une fraction lourde contenant des composés bouillants à au moins 350Ό.
L'étape de séparation peut avantageusement être mise en œuvre par toute méthode connue de l'homme du métier telle que par exemple la combinaison d'un ou plusieurs séparateurs haute et/ou basse pression, et/ou d'étapes de distillation et/ou de stripage haute et/ou basse pression, et/ou d'étapes d'extraction liquide/liquide. De préférence, l'étape de séparation b) permet d'obtenir une phase gazeuse, au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel, une fraction distillât sous vide et une fraction résidu sous vide et/ou une fraction résidu atmosphérique. Dans un tel cas, la fraction lourde envoyée dans l'étape c) de précipitation correspond au moins en partie à une fraction résidu atmosphérique. La complexité de l'étape de séparation dépend de la complexité de l'étape a) de viscoréduction, notamment si cette étape de viscoréduction opère en pression et/ou en présence d'hydrogène.
Dans le cas d'une mise en œuvre de l'étape de viscoréduction en absence d'hydrogène et à basse pression (inférieure à 2 MPa), l'effluent de l'étape a) de viscoréduction est introduit dans une colonne de distillation permettant de récupérer au moins une fraction gazeuse et une fraction liquide de type résidu atmosphérique. Le plus souvent cette colonne permet également de soutirer une coupe de type naphta non stabilisé (qui sera éventuellement traité ultérieurement dans une colonne de stabilisation) en tant que distillât liquide au niveau du ballon de reflux. Le plus souvent cette colonne permet aussi de soutirer latéralement une fraction de type gazole, éventuellement à l'aide d'un stripper latéral. La fraction liquide de type résidu atmosphérique peut éventuellement être traitée dans une colonne sous vide pour récupérer un distillât sous vide et un résidu sous vide.
Dans le cas d'une mise en œuvre de l'étape de viscoréduction en présence d'hydrogène, l'effluent issu de l'étape de viscoréduction est à haute pression et contient au moins une phase gaz et une phase liquide. Ainsi, la séparation peut être effectuée dans une section de fractionnement qui peut d'abord comprendre un séparateur haute pression haute température (HPHT), et éventuellement un séparateur haute pression basse température (HPBT), et/ou une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. Lors de l'étape b), l'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) est avantageusement séparé dans un séparateur haute pression haute température HPHT en une fraction légère et une fraction lourde contenant majoritairement des composés bouillants à au moins 350Ό. Le point de coupe de la séparation se situe avantageusement entre 200 et 400Ό.
Dans une variante du procédé de l'invention mettant en œuvre de l'hydrogène lors de l'étape de viscoréduction, l'effluent issu de l'étape a) de viscoréduction peut, lors de l'étape b), également subir une succession de séparation instantanée (ou flash selon la terminologie anglo-saxonne) comprenant au moins un ballon haute pression haute température (HPHT) et un ballon basse pression haute température (BPHT) pour séparer une fraction lourde qui est envoyée dans une étape de stripage à la vapeur permettant d'éliminer de ladite fraction lourde au moins une fraction légère riche en hydrogène sulfuré. La fraction lourde récupérée en fond de colonne de stripage contient des composés bouillants à au moins 350^ mais aussi des distillais atmosphériques. Selon le procédé de l'invention, ladite fraction lourde séparée de la fraction légère riche en hydrogène sulfuré est ensuite envoyée dans l'étape de précipitation c) puis dans l'étape de séparation physique de sédiments d).
Dans une variante, au moins une partie de la fraction dite lourde issue de l'étape b) est fractionnée par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique contenant au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel et une fraction résidu atmosphérique. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique, correspondant au moins en partie à la fraction lourde issue de l'étape b), peut être envoyée dans l'étape de précipitation c) puis dans l'étape de séparation physique de sédiments d).
Le résidu atmosphérique peut également au moins en partie être fractionné par distillation sous vide en une fraction distillât sous vide contenant du gazole sous vide et une fraction résidu sous vide. Ladite fraction résidu sous vide, correspondant à la fraction lourde issue de l'étape b), est avantageusement envoyée au moins en partie dans l'étape de précipitation c) puis dans l'étape de séparation physique de sédiments d).
Au moins une partie du distillât sous vide et/ou du résidu sous vide peut également être recyclée dans l'étape de viscoréduction a).
Quelle que soit la méthode de séparation mise en œuvre, la ou les fraction(s) légère(s) obtenue(s) peut(peuvent) subir d'autres étapes de séparation. Avantageusement, elle(s) est(sont) soumise(s) à une distillation atmosphérique permettant d'obtenir une fraction gazeuse, au moins une fraction légère d'hydrocarbures de type naphta, kérosène et/ou diesel et une fraction distillât sous vide.
Une partie du distillât atmosphérique et/ou du distillât sous vide peut constituer une partie d'un fioul comme fluxant. Ces coupes peuvent également constituer des combustibles marins à faible viscosité (MGO ou MGO, Marine Diesel Oil ou Marine Gas Oil selon les terminologies anglo-saxonnes). Une autre partie du distillât sous vide peut encore être valorisée par hydrocraquage et/ou par craquage catalytique en lit fluidisé. Les fractions gazeuses issues de l'étape de séparation subissent de préférence un traitement de purification pour récupérer éventuellement l'hydrogène et le recycler. Une partie de l'hydrogène purifié peut être utilisée lors de l'étape de précipitation.
La valorisation des différentes coupes de bases carburants (GPL, naphta, kérosène, diesel et/ou gazole sous vide) obtenues de la présente invention est bien connue de l'Homme du métier. Les produits obtenus peuvent être intégrés à des réservoirs carburants (aussi appelé "pools" carburants selon la terminologie anglo-saxonne) ou subir des étapes de raffinage supplémentaires. La(les) fraction(s) naphta, kérosène, gazole et le gazole sous vide peut(vent) être soumise(s) à un ou plusieurs traitements (hydrotraitement, hydrocraquage, alkylation, isomérisation, reformage catalytique, craquage catalytique ou thermique ou autres) pour les amener aux spécifications requises (teneur en soufre, point de fumée, octane, cétane, etc..) de façon séparée ou en mélange.
Avantageusement, le distillât sous vide sortant de la viscoréduction après séparation peut subir un hydrotraitement. Ce distillât sous vide hydrotraité peut être utilisé comme fluxant au pool fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5 % poids ou être valorisé directement comme fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,1 % pds.
Une partie du résidu atmosphérique, du distillât sous vide et/ou du résidu sous vide peut subir d'autres étapes de raffinage supplémentaires, telles qu'un hydrotraitement, un hydrocraquage, ou un craquage catalytique en lit fluidisé. Etape c) : Précipitation des sédiments
La fraction lourde obtenue à l'issue de l'étape b) de séparation contient des sédiments organiques qui résultent des conditions de viscoréduction. Une partie des sédiments est constituée d'asphaltènes précipités dans les conditions de viscoréduction et sont analysés comme des sédiments existants (IP375). En fonction des conditions de viscoréduction, la teneur en sédiments dans la fraction lourde varie. D'un point de vue analytique, on distingue les sédiments existants (IP375) et les sédiments après vieillissement (IP390) qui incluent les sédiments potentiels. Or, en fonction de la nature de la charge et des conditions de viscoréduction plus ou moins sévères, c'est-à- dire lorsque le taux de conversion (des composés bouillant au-delà 540Ό dans la charge) est par exemple supérieur à 40 ou 50%, il y a formation de sédiments existants et de sédiments potentiels. Afin d'obtenir un fioul ou une base de fioul répondant aux recommandations d'une teneur en sédiments après vieillissement (mesurée selon la méthode ISO 10307-2) inférieure ou égale à 0,1 % poids, le procédé selon l'invention comprend une étape de précipitation permettant d'améliorer l'efficacité de séparation des sédiments et ainsi d'obtenir des fiouls ou des bases de fiouls stables, c'est à dire avec une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1 % en poids.
L'étape de précipitation selon l'invention permet de former l'ensemble des sédiments existants et potentiels (en convertissant les potentiels en existants) de manière à les séparer plus efficacement et ainsi respecter la teneur en sédiments après vieillissement (mesurée selon la méthode ISO 10307-2) de 0,1 % poids maximum.
L'étape de précipitation selon l'invention comprend la mise en contact de la fraction lourde issue de l'étape de séparation b) avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100Ό, de préférence supérieure ou égale à 120Ό, de manière plus préfér ée supérieure ou égale à 150Ό. Dans une variante selon l'invention, la coupe de distillât se caractérise en ce qu'elle comprend au moins 25% poids ayant une température d'ébullition supérieure ou égale à 100Ό, de préférence supérieure ou égale à 120Ό, de manière plus préférée supérieure ou égale à 150<C.
De manière avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillât selon l'invention présente une température d'ébullition d'au moins 252<C.
De manière plus avantageuse, au moins 5% poids, voire 10% poids de la coupe de distillât selon l'invention présente une température d'ébullition d'au moins 255<C.
L'étape c) de précipitation selon l'invention est avantageusement mise en œuvre pendant un temps de séjour inférieur à 500 minutes, de préférence inférieur à 300 minutes, de manière plus préférée inférieur à 60 minutes, à une température entre 25 et 350Ό, de préférence entre 50 et 350Ό, de préférence entre 65 et 300Ό et de manière plus préférée entre 80 et 250<C. La pression de l'étape de précipitation e st avantageusement inférieure à 20 MPa, de préférence inférieure à 10 MPa, plus préférentiellement inférieure à 3 MPa et encore plus préférentiellement inférieure à 1 ,5 MPa. La coupe de distillât selon l'invention comprend avantageusement des hydrocarbures ayant plus de 12 atomes de carbones, de préférence des hydrocarbures ayant plus de 13 atomes de carbones, de manière plus préférée des hydrocarbures ayant entre 13 et 40 atomes de carbones.
Ladite coupe de distillât peut en partie, voire en totalité, provenir de l'étape b) de séparation de l'invention ou d'un autre procédé de raffinage ou encore d'un autre procédé chimique. Ladite coupe de distillât peut être utilisée en mélange avec une coupe de type naphta et/ou une coupe de type gazole sous vide et/ou résidu sous vide. Ladite coupe de distillât peut être utilisée en mélange avec la fraction légère obtenue à l'issue de l'étape b), la fraction distillât atmosphérique issue de l'étape b) et/ou la fraction distillât sous vide provenant de l'étape b) de séparation. Dans le cas où la coupe de distillât selon l'invention est mélangée avec une autre coupe, une fraction légère et/ou une fraction lourde telle que indiquée ci-dessus, les proportions sont choisies de telle sorte que le mélange résultant respecte les caractéristiques de la coupe de distillât selon l'invention.
L'utilisation de la coupe de distillât selon l'invention présente l'avantage de s'affranchir de l'utilisation majoritaire de coupes à fortes valeurs ajoutées telles que les coupes pétrochimiques, naphta...
Le ratio massique entre la coupe de distillât selon l'invention et la fraction lourde obtenue à l'issue de l'étape b) de séparation est compris entre 0,01 et 100, de préférence entre 0,05 et 10, de manière plus préférée entre 0,1 et 5, et de manière encore plus préférée entre 0,1 et 2. Lorsque la coupe de distillât selon l'invention est au moins tirée du procédé, il est possible d'accumuler cette coupe pendant une période de démarrage de manière à atteindre le ratio désiré.
L'étape de précipitation peut être réalisée à l'aide d'un échangeur ou d'un four de chauffe suivi d'une ou plusieurs capacité(s) en série ou en parallèle telle(s) qu'un ballon horizontal ou vertical, éventuellement avec une fonction de décantation pour éliminer une partie des solides les plus lourds, et/ou un réacteur piston. Une cuve agitée et chauffée peut également être utilisée, et peut être munie d'un soutirage en fond pour éliminer une partie des solides les plus lourds. Avantageusement, l'étape de précipitation peut être réalisée en ligne, sans capacité tampon, éventuellement à l'aide d'un mélangeur statique.
Selon une variante, l'étape c) de précipitation de la fraction lourde issue de l'étape b) est réalisée en présence d'un gaz inerte et/ou d'un gaz oxydant et/ou d'un liquide oxydant et/ou de l'hydrogène, de préférence issu des étapes de séparation du procédé de l'invention, notamment de l'étape de séparation b).
L'étape c) de précipitation peut être réalisée en présence d'un gaz inerte tel que le diazote, ou en présence d'un gaz oxydant tel que le dioxygène, l'ozone ou les oxydes d'azotes, ou en présence d'un mélange contenant un gaz inerte et un gaz oxydant tel que l'air ou l'air appauvri par de l'azote, ou en présence d'un liquide oxydant permettant d'accélérer le processus de précipitation. On entend par « liquide oxydant » un composé oxygéné, par exemple un peroxyde tel que l'eau oxygénée, ou encore une solution oxydante minérale telle qu'une solution de permanganate de potassium ou un acide minéral tel que l'acide sulfurique. Selon cette variante, le liquide oxydant est alors mélangé avec la fraction lourde issue de l'étape b) de séparation et la coupe de distillât selon l'invention lors de la mise en œuvre de l'étape c).
A l'issue de l'étape c) de précipitation, on obtient au moins une fraction hydrocarbonée à teneur enrichie en sédiments existants qui est envoyée dans l'étape d) de séparation des sédiments.
Etape d) : Séparation des sédiments
Le procédé selon l'invention comprend en outre une étape d) de séparation physique des sédiments.
La fraction lourde obtenue à l'issue de l'étape c) de précipitation contient des sédiments organiques de type asphaltènes précipités qui résultent des conditions de viscoréduction et de précipitation.
Ainsi, au moins une partie de la fraction lourde issue de l'étape c) de précipitation est soumise à une séparation des sédiments, au moyen d'au moins un moyen de séparation physique choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un soutirage par vis sans fin. Une combinaison, en série et/ou en parallèle, de plusieurs moyens de séparation du même type ou de type différent peut être utilisée lors de cette étape d) de séparation des sédiments. Une de ces techniques de séparation solide- liquide peut nécessiter l'utilisation périodique d'une fraction légère de rinçage, issue du procédé ou non, permettant par exemple le nettoyage d'un filtre et l'évacuation des sédiments. A l'issue de l'étape d) de séparation physique des sédiments, on obtient la fraction lourde (à teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1 % en poids) comprenant une partie de la coupe de distillât selon l'invention introduite lors de l'étape c).
Etape e) Récupération de la fraction lourde à l'issue de l'étape d) de séparation Selon l'invention, le mélange issu de l'étape d) est avantageusement introduit dans une étape e) de récupération de la fraction lourde ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1 % en poids, ladite étape consistant à séparer la fraction lourde issue de l'étape d) de la coupe de distillât introduite lors de l'étape c).
L'étape e) est une étape de séparation similaire à l'étape de séparation b). L'étape e) peut être mise œuvre au moyen d'équipements de type ballons séparateurs et/ou colonnes de distillations de manière à séparer d'une part au moins une partie de la coupe de distillât introduite lors de l'étape c) de précipitation et d'autre part la fraction lourde ayant une teneur en sédiments après vieillissement (mesurée selon la méthode ISO 10307-2) inférieure ou égale à 0,1 % en poids. Avantageusement, une partie de la coupe de distillât séparée de l'étape e) est recyclée dans l'étape c) de précipitation.
Ladite fraction lourde récupérée peut avantageusement servir comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1 % poids. Avantageusement, ladite fraction lourde est mélangée avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu d'un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillât sous vide et/ou une huile décantée.
Selon un mode de réalisation particulier, une partie de la coupe de distillât selon l'invention peut être laissée dans la fraction lourde à teneur réduite en sédiments de manière à ce que la viscosité du mélange soit directement celle d'un grade de fioul souhaité, par exemple 180 ou 380 cSt à 50Ό et de manière à ce que la teneur en sédiments après vieillissement (mesurée selon la méthode ISO 10307-2) soit inférieure à 0.1 % en poids. Etape f) : Etape optionnelle d'hydrotraitement
La teneur en soufre de la fraction lourde issue de l'étape d) ou e) et contenant majoritairement des composés bouillant à au moins 350*0 est fonction des conditions opératoires de l'étape de viscoréduction mais aussi et surtout de la teneur en soufre de la charge d'origine.
Ainsi, pour les charges à faible teneur en soufre, généralement inférieure à 1 % poids, de préférence inférieure à 0,5% poids, il est possible d'obtenir directement une fraction lourde avec moins de 0,5% poids en soufre telle qu'exigée pour les navires dépourvus de traitement des fumées et opérant en dehors des ZCES à l'horizon 2020-2025. Pour les charges plus soufrées, dont la teneur en soufre est généralement supérieure à 1 % poids, de préférence supérieure à 0,5% poids, la teneur en soufre de la fraction lourde peut excéder 0,5% poids. Dans un tel cas, une étape f) d'hydrotraitement en lit fixe est rendue nécessaire dans le cas où le raffineur souhaite diminuer la teneur en soufre, notamment pour une base de fioul de soute ou un fioul de soute destiné à être brûlé sur un navire dépourvu de traitement de fumées.
L'étape f) d'hydrotraitement en lit fixe est mise en œuvre sur une partie au moins de la fraction lourde issue de l'étape d) ou e).
Selon l'invention, l'étape d'hydrotraitement décrite dans l'étape f) est identique à l'étape d'hydrotraitement de la charge avantageusement mise en œuvre avant l'étape de viscoréduction. Dans le cas où une étape d'hydrotraitement de la charge est mise en œuvre préalablement à l'étape de viscoréduction, les conditions décrites ci-dessous dans l'étape f) sont donc transposables à cette étape d'hydrotraitement.
La fraction lourde issue de l'étape f) peut avantageusement servir comme base de fioul ou comme fioul, notamment comme base de fioul de soute ou comme fioul de soute, ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure à 0,1 % poids. Avantageusement, ladite fraction lourde est mélangée avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu d'un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillât sous vide et/ou une huile décantée. La fraction lourde issue de l'étape d) ou e) est envoyée dans l'étape f) d'hydrotraitement comprenant une ou plusieurs zones d'hydrotraitement en lits fixes. L'envoi dans un lit fixe d'une fraction lourde dépourvue de sédiments constitue un avantage de la présente invention puisque le lit fixe sera moins sujet au bouchage et à l'augmentation de la perte de charge.
On entend par hydrotraitement (HDT) notamment des réactions d'hydrodésulfuration (HDS), des réactions d'hydrodésazotation (HDN) et des réactions d'hydrodémétallation (HDM), mais aussi d'hydrogénation, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, d'hydrocraquage, d'hydrodéasphaltage et de réduction du carbone Conradson.
Un tel procédé d'hydrotraitement de coupes lourdes est largement connu et peut s'apparenter au procédé connu sous le nom de HYVAHL-F™ décrit dans le brevet US 5417846.
L'homme du métier comprend aisément que dans l'étape d'hydrodémétallation, on effectue majoritairement des réactions d'hydrodémétallation mais parallèlement aussi une partie des réactions d'hydrodésulfuration. De même, dans l'étape d'hydrodésulfuration, on effectue majoritairement des réactions d'hydrodésulfuration mais parallèlement aussi une partie des réactions d'hydrodémétallation.
Selon une variante, une co-charge peut être introduite avec la fraction lourde dans l'étape d'hydrotraitement f). Cette co-charge peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, les huiles désasphaltées, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des fractions hydrocarbonées ou un mélange de fractions hydrocarbonées pouvant être choisies parmi les produits issus d'un procédé de craquage catalytique en lit fluide : une huile de coupe légère (LCO), une huile de coupe lourde (HCO), une huile décantée, ou pouvant venir de la distillation, les fractions gazoles notamment celles obtenues par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide.
L'étape d'hydrotraitement peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 300 et 500^, de préférence 350^ à 420Ό et sous une pression partielle d'hydrogène avantageusement comprise entre 5 MPa et 25 MPa, de préférence entre 10 et 20 MPa, une vitesse spatiale horaire globale (VVH) se situant dans une gamme allant de 0,1 h-1 à 5 h-1 et de préférence de 0.1 h-1 à 2 h-1 , une quantité d'hydrogène mélangée à la charge habituellement de 100 à 5000 Nm3/m3 (normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide), le plus souvent de 200 à 2000 Nm3/m3 et de préférence de 300 à 1500 Nm3/m3. Habituellement, l'étape d'hydrotraitement est effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs à courant descendant de liquide. La température d'hydrotraitement est généralement ajustée en fonction du niveau de conversion souhaité d'hydrotraitement.
Les catalyseurs d'hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus et sont généralement des catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydrodéshydrogénante. Ces catalyseurs sont avantageusement des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe formé par le nickel et/ou le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On emploiera par exemple un catalyseur comprenant de 0,5 à 10 % en poids de nickel et de préférence de 1 à 5 % en poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30 % en poids de molybdène, de préférence de 5 à 20 % en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support sera, 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. Avantageusement, ce support renferme d'autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe formé par l'oxyde de bore, la zircone, la cérine, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique et un mélange de ces oxydes. On utilise le plus souvent un support d'alumine et très souvent un support d'alumine dopé avec du phosphore et éventuellement du bore. La concentration en anhydride phosphorique P205 est habituellement comprise entre 0 ou 0,1 % et 10% poids. La concentration en trioxyde de bore B205 est habituellement comprise entre 0 ou 0,1 % et 10 % en poids. L'alumine utilisée est habituellement une alumine γ ou η. Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d'extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII est souvent de 5 à 40 % en poids et en général de 7 à 30 % en poids et le rapport pondéral exprimé en oxyde métallique entre métal (ou métaux) du groupe VIB sur métal (ou métaux) du groupe VIII est en général de 20 à 1 et le plus souvent de 10 à 2.
Dans le cas d'une étape d'hydrotraitement incluant une étape d'hydrodémétallation (HDM), puis une étape d'hydrodésulfuration (HDS), on utilise le plus souvent des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l'étape d'hydrodémétallation (HDM) sont par exemple indiqués dans les brevets EP1 13297, EP1 13284, US5221656, US5827421 , US71 19045, US5622616 et US5089463. On utilise de préférence des catalyseurs d'hydrodémétallation (HDM) dans les réacteurs permutables. Des catalyseurs utilisables dans l'étape d'hydrodésulfuration (HDS) sont par exemple indiqués dans les brevets EP1 13297, EP1 13284, US6589908, US4818743 ou US6332976. On peut également utiliser un catalyseur mixte étant actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration à la fois pour la section hydrodémétallation (HDM) et pour la section hydrodésulfuration (HDS) tel que décrit dans le brevet FR2940143. Préalablement à l'injection de la charge, les catalyseurs utilisés dans le procédé selon la présente invention sont de préférence soumis à un traitement de sulfuration in-situ ou ex-situ.
Etape g) : Etape optionnelle de séparation de l'effluent d'hvdrotraitement
Le procédé selon l'invention peut comprendre une étape g) de séparation des effluents de l'étape f) d'hydrotraitement. L'étape g) optionnelle de séparation peut avantageusement être mise en œuvre par toute méthode connue de l'homme du métier telle que par exemple la combinaison d'un ou plusieurs séparateurs haute et/ou basse pression, et/ou d'étapes de distillation et/ou de strippage haute et/ou basse pression. Cette étape optionnelle g) de séparation est similaire à l'étape b) de séparation et ne sera pas décrite davantage. Dans une variante de mise en œuvre de l'invention, l'effluent obtenu à l'étape f) est au moins en partie, et souvent en totalité, envoyé dans une étape de séparation g), comprenant une distillation atmosphérique et/ou une distillation sous vide. L'effluent de l'étape d'hydrotraitement est fractionné par distillation atmosphérique en une fraction gazeuse, au moins une fraction distillât atmosphérique contenant les bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) et une fraction résidu atmosphérique. Au moins une partie du résidu atmosphérique peut ensuite être fractionnée par distillation sous vide en une fraction distillât sous vide contenant du gazole sous vide et une fraction résidu sous vide.
La fraction résidu sous vide et/ou la fraction distillât sous vide et/ou la fraction résidu atmosphérique peuvent constituer en partie au moins les bases de fiouls à basse teneur en soufre ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5 % poids et une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1 % poids. La fraction distillât sous vide peut constituer une base de fioul ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,1 % poids.
Une partie du résidu sous vide et/ou du résidu atmosphérique peut également être recyclée dans l'étape de viscoréduction a). Fluxaqe
Pour obtenir un fioul, les fractions lourdes issues des étapes d) et/ou e) et/ou f) et/ou g) peuvent être mélangées avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu d'un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillât sous vide et/ou une huile décantée, la coupe de distillât selon l'invention. De préférence, on utilisera du kérosène, du gazole et/ou du distillât sous vide produit dans le procédé de l'invention. Avantageusement, on utilisera du kérosène, du gazole et/ou du distillât sous vide obtenu(s) dans les étapes de séparation b) ou g) du procédé.
Description de la figure 1 La figure 1 décrit un exemple simplifié de mise en œuvre de l'invention sans en limiter la portée. La charge hydrocarbonée (1 ) est envoyée vers une zone a) (étape a)) de viscoréduction. L'effluent (2) issu de la zone a) de viscoréduction est envoyée dans une zone de séparation b) pour obtenir au moins une fraction gazeuse (3) et au moins une fraction liquide lourde (4). Cette fraction liquide (4) est mise en contact avec une coupe de distillât (5) lors d'une étape de précipitation c) dans la zone c). L'effluent (6) constitué d'une fraction lourde et de sédiments est traité dans une zone de séparation physique d) (étape d)) permettant d'éliminer une fraction comprenant des sédiments (8) et de récupérer une fraction hydrocarbonée liquide (7) à teneur réduite en sédiments. La fraction hydrocarbonée liquide (7) est ensuite traitée dans une zone e) de récupération d'une part de la fraction hydrocarbonée liquide (10) ayant une teneur en sédiments après vieillissement inférieure ou égale à 0,1 % en poids, et d'autre part d'une fraction (9) contenant au moins une partie de la coupe de distillât introduite lors de l'étape c).
EXEMPLES :
L'exemple suivant illustre l'invention sans toutefois en limiter la portée. La charge traitée est un résidu sous vide (RSV Oural) dont les caractéristiques sont indiquées dans le tableau 1 . Tableau 1 : Caractéristiques de la charge
Figure imgf000021_0001
La charge est soumise à une étape de viscoréduction. Les conditions opératoires de la section viscoréduction sont données dans le tableau 2.
Tableau 2 : Conditions opératoires section viscoréduction
Figure imgf000021_0002
Les effluents de viscoréduction sont ensuite soumis à une séparation comportant une distillation atmosphérique et permettant de récupérer une fraction gazeuse, des distillais et une fraction lourde (résidu atmosphérique, RA). Les rendements sont indiqués dans le tableau 3.
Tableau 3 : Rendements de la section viscoréduction
Rendement (%
poids /charge)
Gaz 4,2
Naphta (80-180<C) 2,8
Diesel (180-350<C) 7,5
Distillât sous vide (350-
39,4
540<C)
Résidu sous vide (540+^) 46,2 La fraction lourde (fraction 350<C+, c'est-à-dire: distillât sous vide (350-540Ό) et résidu sous vide (540+Ό)) est ensuite traitée selon deux varia ntes :
A) Une variante 1 dans laquelle la fraction lourde ne subit aucun traitement supplémentaire (non-conforme à l'invention), B) Une variante selon laquelle l'étape de précipitation des sédiments (conforme à l'invention) est mise en œuvre en mélangeant sous agitation à 100*0 pendant 30 minutes la fraction lourde et une coupe de distillât, correspondant à un mélange 50%/50%poids. Le mélange est ensuite soumis à une étape de séparation des sédiments au moyen d'un filtre poreux métallique de marque Pall®. Cette étape de séparation physique des sédiments est suivie d'une étape de récupération de la fraction lourde (distillation du mélange permettant de récupérer d'une part la fraction lourde à teneur réduite en sédiments, et d'autre part la coupe de distillât).
On utilise la coupe diesel obtenue (180°-350Ό) com me coupe de distillât pour l'étape de précipitation. Cette coupe de distillât, caractérisée par la distillation simulée qui traduit le pourcentage distillé en fonction de la température, contient plus de 5% poids des composés qui bouillent à plus de 255<C (tableau 4).
Tableau 4. Courbes de distillation simulée de la coupe de distillât
Figure imgf000022_0001
Les fractions lourdes des deux variantes précédentes A) et B) sont distillées en connaître les qualités et les rendements en distillât sous vide et en résidu sous vide. Les conditions opératoires de l'étape de viscoréduction couplées à une étape de précipitation et de séparation des sédiments selon l'invention réalisée sur la fraction lourde ont un impact sur la stabilité des effluents obtenus. Ceci est illustré par les teneurs en sédiments après vieillissement mesurées dans les résidus atmosphériques (coupe 350Ό+). Les performances sont résumées dans le tableau 5 ci-dessous.
Tableau 5 : Résumé des performances avec ou sans précipitation, séparation des sédiments et récupération de la fraction lourde
Figure imgf000023_0001
Selon l'invention, il est possible d'obtenir des effluents stables et à faible teneur en sédiments dès lors qu'une étape de précipitation en mélange avec une coupe de distillât selon l'invention, une étape de séparation physique des sédiments sont mises en œuvre.
Il est également possible de soumettre les effluents issus des étapes de précipitation, de séparation physique des sédiments et de récupération de la fraction lourde (distillation) à une étape d'hydrotraitement en lit fixe. Les conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement sont indiquées dans le Tableau 6. Tableau 6 : Conditions opératoires de l'étape d'hydrotraitement réalisée sur les coupes 350+ issues de l'étape de viscoréduction après leur passage à l'étape de précipitation, de séparation physique des sédiments et de distillation
Catalyseurs d'hydrodémétallation (HDM), de transition et CoMoNi sur d'hydrodésulfuration (HDS) Alumine
Température début de cycle (Ό) 370
Pression partielle H2 (MPa) 15
VVH (h-1 , Sm3/h charge fraîche /m3 de catalyseur lit fixe) 0,16
H2 / HC entrée section lit fixe hors consommation H2 1000
(Nm3 / m3 de charge fraîche) Les catalyseurs CoMoNi sur Alumine utilisés sont vendus par la société Axens sous les références HF858 (catalyseur de HDM), HM848 (catalyseur de transition) et HT438 catalyseur d'HDS).
Les effluents issus de l'étape d'hydrotraitement sont ensuite séparés et analysés. Les fractions distillats sous vide contiennent moins de 0,2% poids de soufre. Les fractions résidus sous vides contiennent moins de 0,5% poids de soufre. On obtient ainsi des fractions distillats sous vide et des résidus sous vide (ou des fractions résidus atmosphériques) à basse teneur en soufre et basse teneur en sédiments après vieillissement. Ces fractions constituent ainsi d'excellentes bases de fiouls et notamment d'excellentes bases de fiouls de soute.

Claims

REVENDICATIONS
Procédé de conversion d'une charge hydrocarbonée contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une température initiale d'ébullition d'au moins 340Ό et une tempé rature finale d'ébullition d'au moins 440Ό, ledit procédé comprenant les étapes su ivantes :
a) une étape de viscoréduction de la charge dans au moins une chambre de maturation, b) une étape de séparation de l'effluent obtenu à l'issue de l'étape a) en au moins une fraction légère d'hydrocarbures contenant des bases carburants et une fraction lourde contenant des composés bouillant à au moins 350Ό,
c) une étape de précipitation des sédiments dans laquelle la fraction lourde issue de l'étape de séparation b) est mise en contact avec une coupe de distillât dont au moins 20% poids présente une température d'ébullition supérieure ou égale à 100Ό, pendant une durée inférieure à 500 minutes, à une température comprise entre 25 et 350Ό, et une pression inférieure à 20 MPa,
d) une étape de séparation physique des sédiments de la fraction lourde issue de l'étape c) de précipitation pour obtenir ladite fraction lourde séparée des sédiments, e) une étape de récupération d'une fraction lourde ayant une teneur en sédiments, mesurée selon la méthode ISO 10307-2, inférieure ou égale à 0,1 % en poids consistant à séparer la fraction lourde issue de l'étape d) de la coupe de distillât introduite lors de l'étape c).
Procédé selon la revendication 1 comprenant une étape f) d'hydrotraitement en lit fixe mise en œuvre sur une partie au moins de la fraction lourde issue de l'étape d) ou e).
Procédé selon la revendication 1 ou 2 dans lequel la coupe de distillât comprend au moins 25% poids ayant une température d'ébullition supérieure ou égale à 100Ό.
Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel au moins 5% poids de la coupe de distillât présente une température d'ébullition d'au moins 252<C.
Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la coupe de distillât provient en partie, voire en totalité des étapes b) et/ou d) de séparation ou d'un autre procédé de raffinage ou encore d'un autre procédé chimique.
6. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel une partie de la coupe de distillât séparée de l'étape e) est recyclée dans l'étape c) de précipitation.
7. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape de viscoréduction est réalisée à une température comprise entre 370^ et δΟΟΌ, pendant une durée comprise entre 1 et 60 minutes, une pression totale inférieure à 10 MPa.
8. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel une étape d'hydrotraitement de la charge est réalisée en amont de l'étape de viscoréduction a).
9. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape de viscoréduction est opérée en présence d'hydrogène. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape de précipitation de la fraction lourde issue de l'étape b) est réalisée en présence d'un gaz inerte et/ou d'un gaz oxydant et/ou d'un liquide oxydant et/ou de l'hydrogène, de préférence issu de l'étape de séparation b).
1 1 . Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel l'étape d) de séparation est réalisée au moyen d'au moins un moyen de séparation choisi parmi un filtre, une membrane de séparation, un lit de solides filtrant de type organique ou inorganique, une précipitation électrostatique, un système de centrifugation, une décantation, un soutirage par vis sans fin.
12. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la charge traitée est choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, les huiles désasphaltées, des résines de désasphaltage, les asphaltes ou brais de désasphaltage, les résidus issus des procédés de conversion, des extraits aromatiques issus des chaînes de production de bases pour lubrifiants, des sables bitumineux ou leurs dérivés, des schistes bitumineux ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange.
13. Procédé selon la revendication 12 dans lequel la charge contient au moins 1 % d'asphaltènes C7 et au moins 5 ppm de métaux.
14. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel les fractions lourdes issues des étapes d) et/ou f) sont mélangées avec une ou plusieurs bases fluxantes choisies dans le groupe constitué par les huiles de coupe légère d'un craquage catalytique, les huiles de coupe lourde d'un craquage catalytique, le résidu d'un craquage catalytique, un kérosène, un gazole, un distillât sous vide et/ou une huile décantée la coupe de distillât selon les revendications 1 à 4 pour obtenir un fioul.
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