FR3057876A1 - CONVERSION PROCESS COMPRISING A FIXED BED HYDROTREATMENT, A SEPARATION OF A HYDROTREATED RESIDUAL FRACTION, A CATALYTIC CRACKING STEP FOR THE PRODUCTION OF MARINE COMBUSTIBLES - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée permettant d'obtenir une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre, ledit procédé comprenant les étapes suivantes : a) une étape optionnelle d'hydrodémétallation, b) une étape d'hydrotraitement, c) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement, d) une étape de craquage catalytique sur une partie de l'effluent hydrotraité, e) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) de craquage catalytique, f) une étape de mélange de manière à obtenir un fioul utilisable comme combustible marin.The invention relates to a method for treating a hydrocarbon feedstock that makes it possible to obtain a heavy hydrocarbon fraction with a low sulfur content, said process comprising the following steps: a) an optional hydrodemetallation step, b) a hydrotreatment step (c) a step of separating the effluent from step (b) of hydrotreating, (d) a step of catalytic cracking on a portion of the hydrotreated effluent, (e) a step of separating the effluent from step d) of catalytic cracking, f) a mixing step so as to obtain a fuel oil that can be used as marine fuel.
Description
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©) Int Cl8 : C 10 G 69/04 (2017.01), C10G 45/02, 7/00, 11/00, C 10 L 1/04©) Int Cl 8 : C 10 G 69/04 (2017.01), C10G 45/02, 7/00, 11/00, C 10 L 1/04
DEMANDE DE BREVET D'INVENTION A1A1 PATENT APPLICATION
FR 3 057 876 - A1FR 3 057 876 - A1
104/ PROCEDE DE CONVERSION COMPRENANT UN HYDROTRAITEMENT EN LIT FIXE, UNE SEPARATION D'UNE FRACTION RESIDU HYDROTRAITEE, UNE ETAPE DE CRAQUAGE CATALYTIQUE POUR LA PRODUCTION DE COMBUSTIBLES MARINS.104 / CONVERSION PROCESS COMPRISING HYDROTREATMENT IN A FIXED BED, A SEPARATION OF A RESIDUE HYDROTRAITATED FRACTION, A CATALYTIC CRACKING STEP FOR THE PRODUCTION OF MARINE FUELS.
©) L'invention concerne un procédé de traitement d'une charge hydrocarbonée permettant d'obtenir une fraction hydrocarbonée lourde à basse teneur en soufre, ledit procédé comprenant les étapes suivantes: a) une étape optionnelle d'hydrodémétallation, b) une étape d'hydrotraitement, c) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape b) d'hydrotraitement, d) une étape de craquage catalytique sur une partie de l'effluent hydrotraité, e) une étape de séparation de l'effluent issu de l'étape d) de craquage catalytique, f) une étape de mélange de manière à obtenir un fioul utilisable comme combustible marin.The invention relates to a process for treating a hydrocarbon feedstock making it possible to obtain a heavy hydrocarbon fraction with a low sulfur content, said process comprising the following steps: a) an optional step of hydrodemetallization, b) a step d hydrotreatment, c) a step of separating the effluent from step b) of hydrotreatment, d) a catalytic cracking step on part of the hydrotreated effluent, e) a step of separating the effluent from step d) of catalytic cracking, f) a mixing step so as to obtain an oil usable as marine fuel.
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Contexte de l’inventionContext of the invention
La présente invention concerne le raffinage et la conversion des fractions lourdes d'hydrocarbures contenant entre autre des impuretés soufrées.The present invention relates to the refining and conversion of heavy fractions of hydrocarbons containing, inter alia, sulfur impurities.
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 comme bases de fiouls de soute, à basse teneur en sédiments.It relates more particularly to a process for converting heavy petroleum charges of the atmospheric residue and / or vacuum residue type for the production of heavy fractions usable as fuel oil bases, in particular as bunker oil bases, with a low sediment content.
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).The method according to the invention also makes it possible to produce atmospheric distillates (naphtha, kerosene and diesel), vacuum distillates and light gases (C1 to C4).
Parmi les procédés de conversion de charges lourdes pétrolières de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide, le craquage catalytique de résidus est aujourd’hui un procédé clé dans les raffineries modernes pour produire notamment des oléfines et des distillats. Du fait de la teneur en impuretés de certaines charges de type résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide, des unités d’hydrotraitement de résidus sont souvent installées de manière à réduire la teneur en impuretés, notamment le soufre, les métaux et le carbone Conradson (CCR). L’effluent de l’étape d’hydrotraitement est généralement soumis à une étape de séparation permettant d’éliminer les gaz et les distillats atmosphériques. Le résidu atmosphérique obtenu à l’étape de séparation est envoyé au craquage catalytique.Among the processes for converting heavy petroleum charges of the atmospheric residue and / or vacuum residue type, catalytic cracking of residues is today a key process in modern refineries for producing in particular olefins and distillates. Due to the impurity content of certain fillers of the atmospheric residue and / or vacuum residue type, residue hydrotreatment units are often installed so as to reduce the content of impurities, in particular sulfur, metals and Conradson carbon. (CCR). The effluent from the hydrotreatment stage is generally subjected to a separation stage allowing the elimination of gases and atmospheric distillates. The atmospheric residue obtained in the separation step is sent to catalytic cracking.
Le craquage catalytique est également un procédé permettant de traiter des charges plus légères, notamment les distillats sous vide qui peuvent également subir un hydrotraitement ou un hydrocraquage doux en amont de l’étape de craquage catalytique.Catalytic cracking is also a process for treating lighter fillers, in particular vacuum distillates which can also undergo hydrotreating or mild hydrocracking upstream of the catalytic cracking step.
Le craquage catalytique est connu sous le sigle FCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne Fluid Catalytic Cracking) et RFCC (abréviation de la terminologie anglo-saxonne Resid Fluid Catalytic Cracking).Catalytic cracking is known by the acronym FCC (abbreviation of the English terminology Fluid Catalytic Cracking) and RFCC (abbreviation of the English terminology Resid Fluid Catalytic Cracking).
Le FCC et le RFCC sont des procédés de conversion de distillais sous vide et/ou de résidus de distillation qui permettent notamment d'obtenir les produits notamment des gaz secs et acides (essentiellement : H2, H2S, C1, C2), des gaz de pétrole liquéfiés contenant les molécules en C3-C4, des essences contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 30 et 220°C (point de coupe standard), parfois séparées en essence légère connue sous le nom de LCN (Light Cracked Naphtha) et en essence lourde connue sous le nom de HCN (Heavy Cracked Naphtha).The FCC and the RFCC are processes for converting vacuum distillates and / or distillation residues which make it possible in particular to obtain the products in particular dry and acid gases (essentially: H2, H2S, C1, C2), liquefied petroleum containing C3-C4 molecules, gasolines containing at least 80% of compounds with a boiling temperature between 30 and 220 ° C (standard cutting point), sometimes separated into light essence known as LCN (Light Cracked Naphtha) and in heavy essence known as HCN (Heavy Cracked Naphtha).
un distillât léger connu sous le nom de LCO (Light Cycle Oil) contenant au moins 80% de composés ayant une température d’ébullition comprise entre 220°Cà360°C un distillât lourd connu sous le nom de HCO (Heavy Cycle Oil) contenant au moins 80% de composés ayant une température d’ébullition comprise entre 360 °C à 440 °C éventuellement, un résidu ou slurry qui est généralement purifié des particules de catalyseur qu'il contient pour obtenir une huile clarifiée (clarified oil ou CO) ou une huile décantée (decanted oil ou DO). Ce résidu contient au moins 80% de composés ayant un point d'ébullition supérieur à 440°C.a light distillate known as LCO (Light Cycle Oil) containing at least 80% of compounds having a boiling temperature of between 220 ° C. and 360 ° C. a heavy distillate known as HCO (Heavy Cycle Oil) containing at least 80% of compounds having a boiling temperature between 360 ° C to 440 ° C possibly, a residue or slurry which is generally purified from the catalyst particles which it contains to obtain a clarified oil (CO) or a decanted oil (DO). This residue contains at least 80% of compounds having a boiling point above 440 ° C.
Il arrive également que le terme HCO ou slurry désigne un mélange des coupes «HCO» et «slurry» qui peuvent ne pas être séparées dans le procédé, ce mélange contient alors au moins 80% de composés ayant une température d’ébullition supérieure à 360°C. Dans la suite du texte, le terne Heavy Cycle Oil ou HCO est utilisé pour définir toute coupe issue d’une étape de craquage catalytique (FCC ou RFCC) et contenant au moins 80% de composés ayant une température d’ébullition supérieure à 360°C. Il est entendu que cette coupe peut subir une étape de séparation des particules de catalyseur. 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). Elle 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. 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. En l’absence de traitement de fumées sur le navire, il est donc nécessaire d’utiliser des combustibles à basse teneur en soufre constitués à partir de bases à basse teneur en soufre, généralement issues au moins en partie de procédé faisant de l’hydrodésulfuration.It also happens that the term HCO or slurry designates a mixture of “HCO” and “slurry” cuts which may not be separated in the process, this mixture then contains at least 80% of compounds having a boiling point above 360 ° C. In the following text, the dull Heavy Cycle Oil or HCO is used to define any cut resulting from a catalytic cracking step (FCC or RFCC) and containing at least 80% of compounds having a boiling point above 360 °. vs. It is understood that this section can undergo a step of separation of the catalyst particles. The quality requirements for marine fuels are described in the ISO 8217 standard. The sulfur specification now relates to SO X emissions (Annex VI of the MARPOL convention of the International Maritime Organization). It results in a recommendation for sulfur content less than or equal to 0.5% by weight outside of the Sulfur Emission Control Zones (ZCES) for 2020-2025, and lower or equal to 0.1% by weight in the ZCES. According to Annex VI of the MARPOL convention, a ship can therefore use sulfur fuel oil as soon as the ship is equipped with a smoke treatment system making it possible to reduce sulfur oxide emissions. In the absence of smoke treatment on the ship, it is therefore necessary to use low sulfur fuels made from low sulfur bases, generally at least partly from the hydrodesulfurization process. .
L’ISO8217 décrit également d’autres spécifications qui varient en fonction du grade de combustible et fonction du type de combustibles, la norme distinguant deux familles : les distillais pour la marine (les moins visqueux) et les combustibles résiduels pour la marine.ISO8217 also describes other specifications which vary according to the fuel grade and the type of fuel, the standard distinguishing two families: distillates for the navy (the least viscous) and residual fuels for the navy.
Les combustibles utilisés dans le transport maritime peuvent comprendre généralement des distillais atmosphériques, des distillais sous vide, des résidus atmosphériques et des résidus sous vide issus de distillation directe ou issus de procédé de raffinage, notamment des procédés d’hydrotraitement et de conversion, ces coupes pouvant être utilisées seules où en mélange en proportions variables de manières à respecter les spécifications de la norme ISO8217.Fuels used in maritime transport can generally include atmospheric distillates, vacuum distillates, atmospheric residues and vacuum residues from direct distillation or from refining process, in particular hydrotreatment and conversion processes, these cuts can be used alone or mixed in variable proportions so as to comply with the specifications of standard ISO8217.
Pour les combustibles de type résiduels, la caractéristique reflétant la qualité de la combustion est mesurée par le CCAI (abréviation de la terminologie anglo-saxonne Calculated Carbon Aromaticity Index). La corrélation entre le caractère aromatique d'un combustible et le retard à l'allumage est connue de l'homme du métier. La formule permettant de calculer l’indice d’aromaticité, appelé dans la suite de la description CCAI est décrite dans la dernière révision de la norme ISO8217. Cette formule fait notamment intervenir la densité et la viscosité du combustible. Pour les grades de combustibles de type « RMG >> (tel le grade RMG 380) pour la marine, l'ISO8217 préconise un CCAI maximal de 870.For residual type fuels, the characteristic reflecting the quality of combustion is measured by the CCAI (abbreviation for English terminology Calculated Carbon Aromaticity Index). The correlation between the aromatic nature of a fuel and the ignition delay is known to the skilled person. The formula for calculating the aromaticity index, called hereinafter in the CCAI description, is described in the latest revision of ISO8217. This formula notably involves the density and viscosity of the fuel. For “RMG” type fuel grades (such as RMG 380) for the navy, ISO8217 recommends a maximum CCAI of 870.
Description de l’inventionDescription of the invention
Dans le contexte précédemment décrit, la demanderesse a mis au point un nouveau procédé intégrant une étape de séparation de l’effluent issu d’une étape d’hydrotraitement de résidus de manière à ne pas craquer en totalité la ou les fraction(s) résiduelle(s) de type résidu sous vide ou résidu atmosphérique hydrotraitée(s) pour les utiliser comme base de fioul, notamment une base de fioul de soute à basse teneur en soufre.In the context described above, the applicant has developed a new process incorporating a step for separating the effluent from a step for hydrotreating residues so as not to crack the residual fraction (s) in full. (s) of vacuum residue or hydrotreated atmospheric residue type (s) for use as an oil base, in particular a bunker base with a low sulfur content.
De manière surprenante, il a été mis en évidence que la soumission d’une partie seulement de la fraction lourde séparée après hydrotraitement à l’étape d) de craquage catalytique et l’envoi du complément à l’étape f) de mélange permettait d’ajuster les caractéristiques du fioul produit, notamment sa teneur en soufre et son CCAI. Plus particulièrement, l’invention montre que le contrôle des flux de fractions résiduelles de type résidu sous vide ou résidu atmosphérique hydrotraités qui n’est pas ou ne sont pas soumis au craquage catalytique, ainsi que l’étape de mélange avec une partie des coupes issues du craquage catalytique, permet d’optimiser les spécifications du fioul de soute, notamment la teneur en soufre, la viscosité, la densité et le CCAI.Surprisingly, it has been demonstrated that the submission of only part of the heavy fraction separated after hydrotreatment in stage d) of catalytic cracking and the sending of the complement in stage f) of mixing makes it possible to '' adjust the characteristics of the fuel oil produced, in particular its sulfur content and its CCAI. More particularly, the invention shows that the control of the flow of residual fractions of the vacuum residue or hydrotreated atmospheric residue type which is not or is not subjected to catalytic cracking, as well as the step of mixing with part of the cuts resulting from catalytic cracking, makes it possible to optimize the specifications of bunker fuel oil, in particular the sulfur content, the viscosity, the density and the CCAI.
Il y a un avantage économique à ne pas rechercher une qualité supérieure pour obtenir un grade de fioul particulier, notamment les grades de combustibles marins de type résiduels qui sont moins onéreux que les grades de type distillais. Il est donc nécessaire de s’approcher au plus près des valeurs limites de spécifications dès lors que le coût de production du mélange diminue en maximisant la proportion des bases les moins coûteuses, notamment les fractions résiduelles de type résidu atmosphérique ou résidu sous vide, mais aussi les bases craquées de type LCO ouThere is an economic advantage in not seeking a higher quality to obtain a particular grade of fuel oil, in particular the grades of marine fuels of the residual type which are less expensive than the grades of the distillary type. It is therefore necessary to get as close as possible to the specification limit values as soon as the production cost of the mixture decreases while maximizing the proportion of the least expensive bases, in particular the residual fractions of the atmospheric residue or vacuum residue type, but also cracked bases like LCO or
HCO issus de FCC ou RFCC.HCO from FCC or RFCC.
A l’inverse, il peut également y avoir un intérêt à optimiser les spécifications pour obtenir un produit de qualité supérieure ou particulière qui pourra être davantage valorisé qu’un produit standard. La maîtrise du CCAI nécessite de contrôler dans le fioul résiduel la proportion de coupes aromatiques ayant de mauvaises propriétés de combustion dans un moteur diesel par rapport aux coupes plus riches en paraffines tels les résidus atmosphériques ou les résidus sous vide, notamment hydrotraités, qui ont de meilleures propriétés de combustion dans un moteur diesel. Le contrôle de ces proportions a également une influence sur le débit et la qualité de la charge de l’étape de craquage catalytique et donc du rendement et de la qualité, notamment de la teneur en soufre, des coupes LCO et HCO pouvant être intégrés dans le fioul. Le taux d’hydrodésulfuration dans l’étape d’hydrotraitement est également une variable d’ajustement possible.Conversely, there may also be an interest in optimizing the specifications in order to obtain a product of superior or particular quality which can be valued more than a standard product. Mastering the CCAI requires controlling in the residual fuel oil the proportion of aromatic cuts having poor combustion properties in a diesel engine compared to cuts richer in paraffins such as atmospheric residues or vacuum residues, especially hydrotreated residues, which have better combustion properties in a diesel engine. The control of these proportions also has an influence on the flow rate and the quality of the charge of the catalytic cracking stage and therefore of the yield and of the quality, in particular of the sulfur content, of the LCO and HCO cuts which can be integrated into fuel oil. The rate of hydrodesulfurization in the hydrotreatment stage is also a possible adjustment variable.
La réduction de la teneur en soufre des combustibles marins nécessite en principe de nouvelles installations dans de nouvelles raffineries ou dans des raffineries existantes. La présente invention peut être une unité neuve, mais elle présente l’avantage de pouvoir réutiliser au moins en partie des unités existantes, notamment d’hydrotraitement et/ou de craquage catalytique. Ainsi, un enchaînement existant d’une unité d’hydrotraitement de résidus et d’une unité de craquage catalytique de résidus pourra être remodelé en modifiant l’étape de séparation de l’effluent de l’unité d’hydrotraitement de résidus. De même, une unité d’hydrotraitement de résidus suivi d’une unité de séparation pourront être installées en amont d’une unité existante de craquage catalytique, notamment une unité de craquage catalytique initialement prévue pour traiter des distillais sous vide, ceci sans remodelage ou avec un remodelage léger.Reducing the sulfur content of marine fuels requires in principle new installations in new refineries or in existing refineries. The present invention may be a new unit, but it has the advantage of being able to reuse at least in part existing units, in particular hydrotreating and / or catalytic cracking. Thus, an existing sequence of a residue hydrotreating unit and a residue catalytic cracking unit can be remodeled by modifying the step of separating the effluent from the residue hydrotreating unit. Similarly, a residue hydrotreatment unit followed by a separation unit could be installed upstream of an existing catalytic cracking unit, in particular a catalytic cracking unit initially intended to treat distillates under vacuum, this without remodeling or with a light remodeling.
Un des objectifs de la présente invention est de proposer un procédé couplant conversion et désulfuration de charges lourdes pétrolières pour la production de fiouls à indice d’aromaticité CCAI optimisé et à basse teneur en soufre.One of the objectives of the present invention is to provide a process coupling the conversion and desulphurization of heavy petroleum charges for the production of fuel oils with an optimized CCAI aromaticity index and a low sulfur content.
Un autre objectif de la présente invention est de produire conjointement, au moyen du même procédé, des distillais atmosphériques (naphta, kérosène, diesel), des distillats sous vide et/ou des gaz légers (en C1 à C4). Les bases de type naphta et diesel peuvent être valorisées en raffinerie pour la production de carburants pour l’automobile et l’aviation, tels que par exemple des supercarburants, des carburants Jet et des gazoles.Another objective of the present invention is to produce jointly, by the same process, atmospheric distillates (naphtha, kerosene, diesel), vacuum distillates and / or light gases (in C1 to C4). Naphtha and diesel bases can be upgraded in refineries for the production of automotive and aviation fuels, such as super fuels, jet fuels and diesel.
Résumé de l'inventionSummary of the invention
L’invention concerne un procédé de conversion d’une charge hydrocarbonée lourde contenant au moins une fraction d'hydrocarbures ayant une teneur en soufre d'au moins 0,1 % poids, une teneur en métaux d’au moins 10 ppm, une température initiale d'ébullition d'au moins 340°C, et une température finale d'ébullition d'au moins 600°C, le procédé comprenant les étapes suivantes :The invention relates to a process for converting a heavy hydrocarbon feedstock containing at least one hydrocarbon fraction having a sulfur content of at least 0.1% by weight, a metal content of at least 10 ppm, a temperature initial boiling point of at least 340 ° C, and a final boiling point of at least 600 ° C, the process comprising the following steps:
a) une étape optionnelle d’hydrodémétallation en réacteurs permutables dans laquelle la charge hydrocarbonée est mise en contact avec de l’hydrogène sur un catalyseur d’hydrodémétallation,a) an optional step of hydrodemetallization in permutable reactors in which the hydrocarbon feedstock is brought into contact with hydrogen on a hydrodemetallization catalyst,
b) une étape d’hydrotraitement en lit fixe de l’effluent issu de l’étape a) d’hydrodémétallation lorsque celle-ci est mise en oeuvre ou de la charge hydrocarbonée en contact avec de l’hydrogène et un catalyseur d’hydrotraitement,b) a hydrotreatment step in a fixed bed of the effluent from step a) of hydrodemetallization when the latter is used or of the hydrocarbon feedstock in contact with hydrogen and a hydrotreatment catalyst ,
c) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape b) d’hydrotraitement comprenant une séparation gaz—liquide suivie d’une distillation atmosphérique permettant l’obtention d’au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ladite distillation atmosphérique étant éventuellement suivi d’une distillation sous vide permettant l’obtention d’une coupe de type distillât sous vide et d’une coupe de type résidu sous vide,c) a step of separating the effluent from step b) of hydrotreatment comprising a gas-liquid separation followed by atmospheric distillation allowing at least one cut of the atmospheric residue type to be obtained, said atmospheric distillation possibly being followed by vacuum distillation allowing a vacuum distillate type cut and a vacuum residue type cut to be obtained,
d) une étape de craquage catalytique d’une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l’étape c) et/ou une partie de la coupe résidu sous vide issue de l’étape c), éventuellement en mélange avec au moins une partie de la coupe de type distillât sous vide issue de l’étape c) de séparation,d) a step of catalytic cracking of a part of the atmospheric residue type cut resulting from step c) and / or a part of the vacuum residue cut resulting from step c), optionally in admixture with at least one part of the vacuum distillate type cut from separation step c),
e) une étape de séparation de l’effluent issu de l’étape d) de craquage catalytique permettant d’obtenir au moins une coupe gazole léger d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C dite LCO et au moins une coupe lourde de point d’ébullition supérieur à 360°C dite HCO,e) a step for separating the effluent from step d) of catalytic cracking, making it possible to obtain at least one light diesel fraction with a standard boiling range of between 220 and 360 ° C. called LCO and at least one heavy cutting with a boiling point higher than 360 ° C called HCO,
f) une étape de mélange d’une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l’étape c) et/ou d’une partie de la coupe résidu sous vide issue de l’étape c) de séparation avec au moins une partie des coupes gazole d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C dite LCO et loirde de point d’ébullition supérieur à 360°C dite HCO issues de l’étape e) de séparation de manière à obtenir un fioul utilisable comme combustible marin ayant une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,5% poids et un indice d’aromaticité CCAI calculé selon la norme ISO8217 inférieur à 870.f) a step of mixing a part of the atmospheric residue type cut from step c) and / or a part of the vacuum residue cut from step c) of separation with at least one part diesel cuts with standard boiling range between 220 and 360 ° C called LCO and loirde with a boiling point greater than 360 ° C called HCO from step e) of separation so as to obtain a fuel oil usable as marine fuel with a sulfur content less than or equal to 0.5% by weight and a CCAI aromaticity index calculated according to ISO8217 standard less than 870.
L’étape de séparation c) peut comprendre une distillation sous vide après la distillation atmosphérique et au moins une partie du résidu atmosphérique est envoyé dans la distillation sous vide pour produire un distillât sous vide et un résidu sous vide.Separation step c) may include vacuum distillation after atmospheric distillation and at least a portion of the atmospheric residue is sent to vacuum distillation to produce a vacuum distillate and a vacuum residue.
Selon un mode de réalisation, la coupe distillât sous vide obtenue en sortie de l’étape de séparation c) n’est pas envoyée en totalité vers l’étape d) de craquage catalytique et le procédé permet la production conjointe de fioul et de distillats atmosphériques, distillais sous vide, et gaz légers (C1 à C4).According to one embodiment, the vacuum distillate cut obtained at the end of the separation step c) is not sent entirely to step d) of catalytic cracking and the process allows the joint production of fuel oil and distillates atmospheric, vacuum distilled, and light gases (C1 to C4).
L’étape d’hydrodémétallation a) peut être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, sous une pression alsolue comprise entre 5 MPa etThe hydrodemetallization stage a) can be carried out at a temperature between 300 ° C and 500 ° C, under an absolute pressure between 5 MPa and
35 MPa, avec une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée WH comprise dans une gamme allant de 0,1 h'1 à 5 h'1 et une quantité d’hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.35 MPa, with a space velocity of the hydrocarbon charge WH in a range from 0.1 h ' 1 to 5 h' 1 and an amount of hydrogen mixed with the charge between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid charge.
L’étape d’hydrotraitement peut être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, avec une vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée WH, comprise dans une gamme allant de 0,1 h'1 à 5 h'1, avec une quantité d’hydrogène mélangée à la charge comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide.The hydrotreatment stage can be carried out at a temperature between 300 ° C and 500 ° C, and under an absolute pressure between 5 MPa and 35 MPa, with a space velocity of the hydrocarbon feed, commonly called WH, in a range from 0.1 h ' 1 to 5 h' 1 , with a quantity of hydrogen mixed with the charge between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid charge.
L’étape de craquage catalytique peut être mise en œuvre dans au moins un réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15, et avec une température de sortie du ou des réacteur(s) comprise entre 450 et 600 °C.The catalytic cracking step can be implemented in at least one reactor operating in upward or downward flow containing a catalytic cracking catalyst, operating with a catalyst to charge ratio of between 4 and 15, and with an outlet temperature of or reactor (s) between 450 and 600 ° C.
La fraction issue de l’étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l’étape de mélange f) peut être constituée uniquement de résidu atmosphérique et représenter entre 40 et 95% en masse du fioul obtenu.The fraction resulting from the separation step c) sent directly as the fuel oil base to the mixing step f) can consist only of atmospheric residue and represent between 40 and 95% by mass of the fuel oil obtained.
La fraction issue de l’étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l’étape de mélange f) peut être constituée uniquement de résidu sous vide et représenter entre 40 et 90% en masse du fioul obtenu.The fraction resulting from the separation step c) sent directly as the fuel oil base to the mixing step f) can consist only of vacuum residue and represent between 40 and 90% by mass of the fuel oil obtained.
La fraction issue de l’étape de séparation c) envoyée directement comme base de fioul à l’étape de mélange f) peut être constituée de résidu atmosphérique et de résidu sous vide et représenter entre 40 et 95 % en masse du fioul obtenu.The fraction resulting from the separation step c) sent directly as the fuel oil base to the mixing step f) can consist of atmospheric residue and vacuum residue and represent between 40 and 95% by mass of the fuel oil obtained.
On peut ajouter à l’étape f) de mélange au moins une autre base de fioul choisie parmi une coupe kérosène ou une coupe gazole issue de l’étape c) de séparation ou une base fluxante extérieure au procédé choisie parmi un kérosène, un gazole, un distillât sous vide de distillation directe ou issue d’un procédé de conversion.At least one other fuel oil base chosen from a kerosene cut or a gas oil cut obtained from step c) of separation or a fluxing base external to the process chosen from a kerosene, a diesel fuel can be added to the mixing step f). , a vacuum distillate from direct distillation or from a conversion process.
Dans ce cas, la fraction de base fluxante est inférieure à 10% en masse du fioul obtenu, de préférence inférieure à 5% en masse du fioul obtenu.In this case, the fluxing base fraction is less than 10% by mass of the fuel oil obtained, preferably less than 5% by mass of the fuel oil obtained.
La charge hydrocarbonée peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, 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, des huiles de roche-mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange, de préférence la charge hydrocarbonée est choisie parmi les résidus atmosphériques ou les résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.The hydrocarbon feedstock can be chosen from atmospheric residues, vacuum residues from direct distillation, crude oils, headless crude oils, deasphalting resins, asphalt or deasphalting pitches, residues from conversion processes, aromatic extracts from base production chains for lubricants, oil sands or their derivatives, oil shales or their derivatives, bedrock oils or their derivatives, taken alone or as a mixture, preferably the hydrocarbon feedstock is chosen from atmospheric residues or vacuum residues, or mixtures of these residues.
L’étape b) d’hydrotraitement peut comprendre une première étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes dans laquelle l’effluent de l’étape a), ou la charge et de l’hydrogène en l’absence de l’étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, et une deuxième étape b2) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes dans laquelle l’effluent de la première étape b1) d’hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d’hydrodésulfuration.The hydrotreatment stage b) can comprise a first hydrodemetallization (HDM) stage b1) carried out in one or more hydrodemetallization zones in fixed beds in which the effluent from stage a), or the feed and hydrogen in the absence of step a), are brought into contact on a hydrodemetallization catalyst, and a second second step b2) subsequent hydrodesulfurization (HDS) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds in which the effluent from the first hydrodemetallization step b1) is brought into contact with a hydrodesulfurization catalyst.
L’étape b) d’hydrotraitement peut comprendre une première étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes dans laquelle l’effluent de l’étape a), ou la charge et de l’hydrogène en l’absence de l’étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, une deuxième étape b2) subséquente de transition réalisée dans une ou plusieurs zones de transition en lits fixes dans laquelle l’effluent de la première étape b1) d’hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur de transition, et une troisième étape b3) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes, dans lequel l’effluent de la deuxième étape b2) de transition est mis en contact avec un catalyseur d’hydrodésulfuration.The hydrotreatment stage b) can comprise a first hydrodemetallization (HDM) stage b1) carried out in one or more hydrodemetallization zones in fixed beds in which the effluent from stage a), or the feed and hydrogen in the absence of step a), are brought into contact on a hydrodemetallization catalyst, a second step b2) subsequent transition carried out in one or more transition zones in fixed beds in which the effluent from the first step b1) of hydrodemetallization is brought into contact with a transition catalyst, and a third step b3) of subsequent hydrodesulfurization (HDS) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds, in which the effluent from the second transition step b2) is brought into contact with a hydrodesulfurization catalyst.
Le fioul obtenu peut présenter une teneur en soufre inférieure ou égale à 0,1% poids.The fuel oil obtained may have a sulfur content of less than or equal to 0.1% by weight.
Le fioul obtenu peut présenter une masse volumique à 15°C inférieure à 991 kg/m3 et une viscosité à 50°C inférieure à 380 cSt.The fuel oil obtained may have a density at 15 ° C less than 991 kg / m3 and a viscosity at 50 ° C less than 380 cSt.
Liste des figuresList of Figures
Figure 1 : La figure 1 décrit à titre non limitatif un schéma de mise en œuvre du procédé selon l’inventionFigure 1: Figure 1 describes, without limitation, a scheme for implementing the method according to the invention
Description de la figure 1Description of Figure 1
La figure 1 décrit un schéma de mise en œuvre de l’invention sans en limiter la portée.Figure 1 describes a diagram of implementation of the invention without limiting its scope.
La charge hydrocarbonée (1) et de l’hydrogène (2) sont mis en contact dans une étape optionnelle a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables, dans laquelle l’hydrogène (2) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l’étape a).The hydrocarbon feedstock (1) and hydrogen (2) are brought into contact in an optional step a) of hydrodemetallization in permutable reactors, in which the hydrogen (2) can be introduced at the inlet of the first catalytic bed and between two beds from step a).
ίοίο
L’effluent (5) issu de l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables est envoyé dans une étape d’hydrotraitement en lit fixe b), dans laquelle de l’hydrogène supplémentaire (4) peut être introduit en entrée du premier lit catalytique et entre deux lits de l’étape b).The effluent (5) from step a) of hydrodemetallization in permutable reactors is sent in a hydrotreatment step in a fixed bed b), in which additional hydrogen (4) can be introduced at the inlet of the first catalytic bed and between two beds of step b).
En cas d’absence de l’étape a), la charge hydrocarbonée (3) et l’hydrogène (4) sont introduits directement dans l’étape b) d’hydrotraitement.In the absence of step a), the hydrocarbon feedstock (3) and the hydrogen (4) are introduced directly into step b) of hydrotreatment.
Une charge supplémentaire, appelée co-charge (6) peut éventuellement être introduite directement en entrée de l’étape a) d’hydrodémétallation et/ou en entrée de l’étape b) d’hydrotraitement via la ligne (3).An additional charge, called co-charge (6) can optionally be introduced directly at the input of step a) of hydrodemetallization and / or at the input of step b) of hydrotreatment via line (3).
L’effluent (7) issu de l’étape b) d’hydrotraitement en lit fixe est envoyé vers une étapeThe effluent (7) from step b) of hydrotreating in a fixed bed is sent to a step
c) de séparation, comprenant un ou plusieurs séparateurs (SEP) fonctionnant à différents niveaux de température et de pression permettant d’obtenir au moins une fraction liquide (25) et une fraction gaz (23).c) separation, comprising one or more separators (SEP) operating at different temperature and pressure levels making it possible to obtain at least one liquid fraction (25) and one gas fraction (23).
La fraction gaz (23) contenant de l’hydrogène, de l’ammoniac, de l’hydrogène sulfuré des hydrocarbures légers comprenant 1 à 4 atomes de carbone peut être traitée de manière à récupérer un gaz riche en hydrogène et ainsi le recycler en amont de l’étape d’hydrodémétallation a) et/ou d’hydrotraitement b).The gas fraction (23) containing hydrogen, ammonia, hydrogen sulfide of light hydrocarbons comprising 1 to 4 carbon atoms can be treated so as to recover a gas rich in hydrogen and thus recycle it upstream of the hydrodemetallization stage a) and / or of hydrotreatment b).
La fraction liquide (25) est ici soumise à une distillation atmosphérique (ADU) pour obtenir au moins des distillais atmosphériques de type naphta, kérosène et gasoil (24) et une coupe de type résidu atmosphérique (9). La coupe de type résidu atmosphérique (9) peut être envoyée via la ligne (26) à une distillation sous vide (VDU) pour obtenir au moins une coupe (8) de type distillât sous vide et une coupe (10) de type résidu sous vide.The liquid fraction (25) is here subjected to atmospheric distillation (ADU) in order to obtain at least atmospheric distillates of the naphtha, kerosene and gas oil type (24) and a cut of the atmospheric residue type (9). The atmospheric residue type cut (9) can be sent via line (26) to vacuum distillation (VDU) to obtain at least one vacuum distillate type cut (8) and one residue type cut (10) empty.
La fraction (8) de type distillât sous vide est envoyée de manière séparée ou en mélange avec une partie de la coupe (9) de type résidu atmosphérique via la ligne (11) , ou en mélange avec une partie de la coupe (10) de type résidu sous vide via la ligne (13) vers une étape d) de craquage catalytique. Une charge complémentaire dite co-charge (15) peut de manière optionnelle être envoyée vers l’étape d).The fraction (8) of vacuum distillate type is sent separately or as a mixture with part of the cup (9) of atmospheric residue type via the line (11), or as a mixture with part of the cup (10) residue type under vacuum via line (13) to a step d) of catalytic cracking. An additional charge known as co-charge (15) can optionally be sent to step d).
Une partie de la coupe (9) de type résidu atmosphérique via la ligne (12) et/ou une partie de la coupe (10) de type résidu sous vide via la ligne (14) n’est ou ne sont pas soumise(s) à l’étape d) de craquage catalytique et sont envoyées directement à l’étape de mélange f).A part of the section (9) of the atmospheric residue type via the line (12) and / or a part of the section (10) of the vacuum residue type via the line (14) is or is not subject (s) ) in step d) of catalytic cracking and are sent directly to the mixing step f).
L’effluent (16) issu de l’étape d) de craquage catalytique est envoyé dans une étape de séparation e) permettant d’obtenir au moins un distillât léger de type LCO (19) et au moins un distillât lourd de type HCO (20). Une coupe issue de l’étape e) de séparation, de préférence une partie du distillât léger et/ou du distillât lourd, peut être recyclée en entrée de l’étape a) d’hydrodémétallation via la ligne (18) et/ou en entrée de l’étape b) d’hydrotraitement via la ligne (17).The effluent (16) from step d) of catalytic cracking is sent to a separation step e) making it possible to obtain at least one light distillate of LCO type (19) and at least one heavy distillate of HCO type ( 20). A cut resulting from step e) of separation, preferably a part of the light distillate and / or of the heavy distillate, can be recycled at the entry of step a) of hydrodemetallization via the line (18) and / or in entry of step b) of hydrotreatment via line (17).
Au moins une partie du distillât léger de type LCO (19) et/ou au moins une partie du distillât lourd de type HCO (20) issus de l’étape e) de séparation, éventuellement complétée par une plusieurs bases fluxantes extérieures au procédé (22) sont mélangées lors d’une étape f) de mélange avec du résidu sous vide (14) et/ou du résidu atmosphérique (12) issu de l’étape c) de séparation, en vue d’obtenir au moins un combustible marin (21).At least part of the light distillate of the LCO type (19) and / or at least part of the heavy distillate of the HCO type (20) from step e) of separation, optionally supplemented by a number of fluxing bases external to the process ( 22) are mixed during a step f) of mixing with vacuum residue (14) and / or atmospheric residue (12) from step c) of separation, in order to obtain at least one marine fuel (21).
Description détaillée de l’inventionDetailed description of the invention
ChargesCharges
La charge traitée dans le procédé selon l’invention est avantageusement une charge hydrocarbonée présentant une température initiale d’ébullition d’au moins 340°C et une température finale d’ébullition d’au moins 600°C.The feedstock treated in the process according to the invention is advantageously a hydrocarbon feedstock having an initial boiling temperature of at least 340 ° C and a final boiling temperature of at least 600 ° C.
La charge hydrocarbonée selon l’invention peut être choisie parmi les résidus atmosphériques, les résidus sous vide issus de distillation directe, des pétroles bruts, des pétroles bruts étêtés, 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, des huiles de roche mère ou leurs dérivés, pris seuls ou en mélange. Dans la présente invention, les charges que l’on traite sont de préférence des résidus atmosphériques ou des résidus sous vide, ou des mélanges de ces résidus.The hydrocarbon feedstock according to the invention can be chosen from atmospheric residues, vacuum residues from direct distillation, crude oils, headless crude oils, deasphalting resins, deasphalting asphalts or pitches, residues from processes conversion, aromatic extracts from base production chains for lubricants, oil sands or their derivatives, oil shales or their derivatives, mother rock oils or their derivatives, taken alone or as a mixture. In the present invention, the charges which are treated are preferably atmospheric residues or residues under vacuum, or mixtures of these residues.
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés soufrées. La teneur en soufre peut être d’au moins 0,1% en poids, de préférence d’au moins 0,5% en poids, préférentiellement d’au moins 1% en poids, plus préférentiellement d’au moins 2% en poids.The hydrocarbon feedstock treated in the process may contain, among other things, sulfur impurities. The sulfur content may be at least 0.1% by weight, preferably at least 0.5% by weight, preferably at least 1% by weight, more preferably at least 2% by weight .
La charge hydrocarbonée traitée dans le procédé peut contenir entre autre des impuretés métalliques, à des teneurs supérieures à 10 ppm, notamment du nickel et du vanadium. La somme des teneurs en nickel et vanadium est généralement d’au moins 10 ppm, de préférence d’au moins 50 ppm.The hydrocarbon feedstock treated in the process may contain, among other things, metallic impurities, at contents greater than 10 ppm, in particular nickel and vanadium. The sum of the nickel and vanadium contents is generally at least 10 ppm, preferably at least 50 ppm.
Ces charges sont de préférence utilisées telles quelles.These fillers are preferably used as such.
Alternativement, elles peuvent être diluées par une charge complémentaire dite cocharge. Cette co-charge peut être une fraction hydrocarbonée ou un mélange de fractions hydrocarbonées, pouvant être de préférence choisies parmi les produits issus d’un procédé de craquage catalytique en lit fluide (FCC ou « Fluid Catalytic Cracking >> selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe légère (LCO ou « light cycle oil >> selon la terminologie anglo-saxonne), une coupe lourde (HCO ou « heavy cycle oil >> selon la terminologie anglo-saxonne), une huile décantée, un résidu de FCC, une fraction gazole, notamment une fraction obtenue par distillation atmosphérique ou sous vide, comme par exemple le gazole sous vide, ou encore pouvant venir d’un autre procédé de raffinage tel la cokéfaction ou la viscoréduction.Alternatively, they can be diluted by an additional charge known as a co-charge. This co-charge can be a hydrocarbon fraction or a mixture of hydrocarbon fractions, which can preferably be chosen from products resulting from a catalytic cracking process in a fluid bed (FCC or "Fluid Catalytic Cracking" according to English terminology). ), a light cut (LCO or "light cycle oil" according to the English terminology), a heavy cut (HCO or "heavy cycle oil >> according to the English terminology), a decanted oil, an FCC residue , a diesel fraction, in particular a fraction obtained by atmospheric distillation or under vacuum, such as for example vacuum diesel, or can also come from another refining process such as coking or visbreaking.
II peut également s’agir une huile déasphaltée (DAO ou Deasphalted Oil selon la terminologie anglo-saxonne).It can also be a deasphalted oil (DAO or Deasphalted Oil according to Anglo-Saxon terminology).
La co-charge peut aussi avantageusement être une ou plusieurs 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.The co-charge can also advantageously be one or more cuts resulting from the liquefaction process of coal or biomass, aromatic extracts, or any other hydrocarbon cuts, or else non-petroleum fillers such as pyrolysis oil.
Dans le cas où une ou plusieurs charges complémentaires dites co-charges sont introduites dans le procédé, à quelque point du procédé que ce soit, la charge hydrocarbonée lourde selon l’invention représente néanmoins la majorité de la charge entrant dans le procédé selon l’invention, de manière préférée au moins 50%, de manière très préférée 70%, plus préférentiellement au moins 80%, et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids de la charge hydrocarbonée totale traitée par le procédé selon l’invention.In the case where one or more additional charges, known as co-charges, are introduced into the process, at any point in the process, the heavy hydrocarbon charge according to the invention nevertheless represents the majority of the charge entering the process according to the invention, preferably at least 50%, very preferably 70%, more preferably at least 80%, and even more preferably at least 90% by weight of the total hydrocarbon charge treated by the process according to the invention.
Dans certains cas on peut introduire la co-charge en aval du premier lit ou des suivants, par exemple à l’entrée de la section d’hydrodémétallation en lit fixe, ou encore en entrée de la section d’hydrotraitement en lit fixe, ou encore en entrée de la section de craquage catalytique.In certain cases it is possible to introduce the co-charge downstream of the first bed or of the following, for example at the entry of the hydrodemetallization section in a fixed bed, or even at the entry of the hydrotreatment section in a fixed bed, or still at the entrance to the catalytic cracking section.
Le procédé selon l’invention permet l’obtention de produits de conversion, notamment des distillais formés lors de l’étape b) d’hydrotraitement et/ou d) de craquage catalytique, qui peuvent après séparation être envoyés vers un autre procédé de raffinage ou être incorporés dans des pools carburants. Le procédé permet également l’obtention d’une coupe de type résidu atmosphérique et/ou une coupe de type résidu sous vide issus de l’étape c) de séparation, utilisable(s) comme base(s) de fioul à basse teneur en soufre lors de l’étape f) de mélange.The process according to the invention makes it possible to obtain conversion products, in particular distillates formed during step b) of hydrotreatment and / or d) of catalytic cracking, which can, after separation, be sent to another refining process. or be incorporated into fuel pools. The method also makes it possible to obtain an atmospheric residue type cut and / or a vacuum residue type cut resulting from separation step c), usable as base (s) of fuel oil with low content sulfur during step f) of mixing.
Etape a) optionnelle d’hydrodémétallation en réacteurs de garde permutablesStep a) optional hydrodemetallization in permutable guard reactors
Au cours de l’étape a) optionnelle d’hydrodémétallation, la charge et de l’hydrogène sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation chargé dans au moins deux réacteurs permutables, dans des conditions d’hydrodémétallation. Cette étape a) optionnelle est préférentiellement mise en œuvre lorsque la charge contient plus de 50 ppm, voire plus de 100 ppm de métaux et/ou lorsque que la charge comprend des impuretés susceptibles d’induire un colmatage trop rapide du lit catalytique, telles des dérivés de fer ou de calcium par exemple. Le but est de réduire la teneur en impuretés et ainsi de protéger de la désactivation et du colmatage l’étape d’hydrotraitement en aval d’où la notion de réacteurs de garde. Ces réacteurs de gardes d’hydrodémétallation sont mis en œuvre comme des réacteurs permutables (technologie « PRS >>, pour « Permutable Reactor System >> selon la terminologie anglo-saxonne) tel que décrit dans le brevet FR2681871.During the optional step a) of hydrodemetallization, the charge and hydrogen are brought into contact on a hydrodemetallization catalyst loaded in at least two permutable reactors, under hydrodemetallization conditions. This optional step a) is preferably carried out when the charge contains more than 50 ppm, or even more than 100 ppm of metals and / or when the charge comprises impurities capable of inducing too rapid clogging of the catalytic bed, such as iron or calcium derivatives for example. The aim is to reduce the content of impurities and thus protect from deactivation and clogging the hydrotreatment stage downstream, hence the concept of guard reactors. These hydrodemetallization guard reactors are implemented as permutable reactors ("PRS" technology, for "Permutable Reactor System" according to English terminology) as described in patent FR2681871.
Ces réacteurs permutables sont généralement des lits fixes situés en amont de la section d’hydrotraitement en lit fixe et équipés de lignes et de vannes de manières à être permuté entre eux, c'est-à-dire pour un système à deux réacteurs permutables Ra et Rb, Ra peut être devant Rb et vice versa. Chaque réacteur Ra, Rb peut être mis hors ligne de manière à changer le catalyseur sans arrêter le reste de l’unité. Ce changement de catalyseur (rinçage, déchargement, rechargement, sulfuration puis redémarrage) est généralement permis par une section de conditionnement (ensemble d’équipements en dehors de la boucle principale haute pression). La permutation pour changement de catalyseur intervient lorsque le catalyseur n’est plus suffisamment actif (empoisonnement par les métaux et cokage) et/ou que le colmatage atteint une perte de charge trop importante.These swappable reactors are generally fixed beds located upstream of the hydrotreating section in a fixed bed and equipped with lines and valves so as to be swapped between them, that is to say for a system with two swappable reactors Ra and Rb, Ra can be in front of Rb and vice versa. Each Ra, Rb reactor can be taken offline to change the catalyst without shutting down the rest of the unit. This change of catalyst (rinsing, unloading, recharging, sulfurization then restarting) is generally allowed by a conditioning section (set of equipment outside the main high pressure loop). The changeover for catalyst change occurs when the catalyst is no longer sufficiently active (metal poisoning and coking) and / or when the clogging reaches an excessive pressure drop.
Selon une variante, il peut y avoir plus de 2 réacteurs permutables dans la section d’hydrodémétallation en réacteurs permutables.Alternatively, there may be more than 2 swappable reactors in the hydrodemetallization section in swappable reactors.
Au cours de l’étape a) d’hydrodémétallation, il se produit des réactions d’hydrodémétallation (couramment appelé HDM), mais aussi des réactions d’hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d’hydrodéazotation (couramment appelé HDN) accompagnées de réactions d’hydrogénation, d’hydrodéoxygénation, d’hydrodéaromatisation, d’hydroisomérisation, d’hydrodéalkylation, d’hydrocraquage, d’hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson. L’étape a) est dite d’hydrodémétallation du fait qu’elle élimine la majorité des métaux de la charge.During step a) of hydrodemetallization, hydrodemetallization reactions (commonly called HDM) occur, but also hydrodesulfurization reactions (commonly called HDS), hydrodenitrogenation reactions (commonly called HDN) hydrogenation, hydrodeoxygenation, hydrodearomatization, hydroisomerization, hydrodealkylation, hydrocracking, hydrodeasphalting and carbon reduction reactions. Step a) is called hydrodemetallization since it removes the majority of metals from the charge.
L’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables selon l’invention peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préférence entre 350°C et 430°C, et souaune pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée en fonction du niveau souhaité d’hydrodémétallation et de la durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée WH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h'1 à 5 h'1, préférentiellement de 0,15 h'1 à 3 h'1, et plus préférentiellement de 0,2 h'1 à 2 h'1.Step a) of hydrodemetallization in permutable reactors according to the invention can advantageously be carried out at a temperature between 300 ° C and 500 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C, and under absolute pressure included between 5 MPa and 35 MPa, preferably between 11 MPa and 26 MPa, preferably between 14 MPa and 20 MPa. The temperature is usually adjusted according to the desired level of hydrodemetallization and the duration of the targeted treatment. Most often, the space velocity of the hydrocarbon feedstock, commonly called WH, which is defined as the volumetric flow rate of the feedstock divided by the total volume of the catalyst, can be comprised in a range going from 0.1 h ′ 1 at 5 h ' 1 , preferably from 0.15 h' 1 to 3 h ' 1 , and more preferably from 0.2 h' 1 to 2 h ' 1 .
La quantité d’hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1000 Nm3/m3. L’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables peut être effectuée industriellement dans au moins deux réacteurs en lit fixe et préférentiellement à courant descendant de liquide.The quantity of hydrogen mixed with the feed can be between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid feed, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1000 Nm3 / m3. Step a) of hydrodemetallization in permutable reactors can be carried out industrially in at least two reactors in a fixed bed and preferably with a downdraft of liquid.
Les catalyseurs d’hydrodémétallation utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s’agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, 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 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué 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 peut renfermer d’autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué 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 dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l’anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L’alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d’extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 5% à 40% en poids, préférentiellement de 5% 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 compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.The hydrodemetallization catalysts used are preferably known catalysts. They may be granular catalysts comprising, on a support, at least one metal or metal compound having a hydro-dehydrogenating function. These catalysts can advantageously be catalysts comprising at least one metal from group VIII, generally chosen from the group consisting of nickel and cobalt, and / or at least one metal from group VIB, preferably molybdenum and / or tungsten. It is possible, for example, to use a catalyst comprising from 0.5% to 10% by weight of nickel, preferably from 1% to 5% by weight of nickel (expressed as nickel oxide NiO), and from 1% to 30% by weight. weight of molybdenum, preferably from 3% to 20% by weight of molybdenum (expressed as molybdenum oxide Mo03) on an inorganic support. This support can for example be chosen from the group consisting of alumina, silica, silica-aluminas, magnesia, clays and mixtures of at least two of these minerals. Advantageously, this support can contain other doping compounds, in particular oxides chosen from the group consisting of boron oxide, zirconia, cerine, titanium oxide, phosphoric anhydride and a mixture of these oxides. Most often an alumina support is used and very often an alumina support doped with phosphorus and possibly boron. When phosphoric anhydride P2O5 is present, its concentration is less than 10% by weight. When boron trioxide B2O5 is present, its concentration is less than 10% by weight. The alumina used can be a y (gamma) or η (eta) alumina. This catalyst is most often in the form of extrudates. The total content of metal oxides from groups VIB and VIII can be from 5% to 40% by weight, preferably from 5% to 30% by weight, and the weight ratio expressed as metal oxide between metal (or metals) from group VIB on metal (or metals) of group VIII is generally between 20 and 1, and most often between 10 and 2.
Des catalyseurs utilisables dans l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs permutables sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297,Catalysts which can be used in step a) of hydrodemetallization in permutable reactors are for example indicated in patent documents EP 0113297,
EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463.EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 and US 5089463.
Etape b) d’hydrotraitement en lit fixeStep b) hydrotreating in a fixed bed
L’effluent issu de l’étape a) optionnelle d’hydrodémétallation est introduit, éventuellement avec de l’hydrogène, dans une étape b) d’hydrotraitement en lit fixe pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d’hydrotraitement. En l’absence de l’étape a) optionnelle d’hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables, la charge et l’hydrogène sont introduits directement dans l’étape b) d’hydrotraitement en lit fixe pour être mis en contact sur au moins un catalyseur d’hydrotraitement Ce ou ces catalyseur(s) d’hydrotraitement sont mis en œuvre dans au moins un réacteur en lit fixe et préférentiellement à courant descendant de liquide.The effluent from the optional step a) of hydrodemetallization is introduced, optionally with hydrogen, in a step b) of hydrotreating in a fixed bed to be brought into contact with at least one hydrotreatment catalyst. In the absence of the optional step a) of hydrodemetallization in permutable guard reactors, the feedstock and the hydrogen are introduced directly into step b) of hydrotreatment in a fixed bed to be brought into contact on at least one hydrotreatment catalyst This or these hydrotreatment catalyst (s) are used in at least one reactor in a fixed bed and preferably with a downdraft of liquid.
On entend par hydrotraitement, couramment appelé HDT, les traitements catalytiques avec apport d’hydrogène permettant de raffiner, c’est-à-dire de réduire sensiblement la teneur en métaux, soufre et autres impuretés, les charges hydrocarbonées, tout en améliorant le rapport hydrogène sur carbone de la charge et en transformant la charge plus ou moins partiellement en coupes plus légères.Hydrotreatment, commonly called HDT, is understood to mean catalytic treatments with the addition of hydrogen which makes it possible to refine, that is to say substantially reduce the content of metals, sulfur and other impurities, the hydrocarbon charges, while improving the ratio hydrogen on carbon of the charge and transforming the charge more or less partially into lighter cuts.
L’hydrotraitement comprend notamment des réactions d’hydrodésulfuration (couramment appelé HDS), des réactions d’hydrodésazotation (couramment appelé HDN) et des réactions d’hydrodémétallation (couramment appelé HDM), accompagnées de réactions d’hydrogénation, d’hydrodéoxygénation, d’hydrodéaromatisation, d’hydroisomérisation, d’hydrodéalkylation, d’hydrocraquage, d’hydrodéasphaltage et de la réduction du carbone Conradson.Hydrotreatment includes hydrodesulfurization reactions (commonly called HDS), hydrodesulfurization reactions (commonly called HDN) and hydrodemetallization reactions (commonly called HDM), accompanied by hydrogenation reactions, hydrodeoxygenation, d hydrodearomatization, hydroisomerization, hydrodealkylation, hydrocracking, hydrodeasphalting and carbon reduction Conradson.
Selon une variante préférée, l’étape b) d’hydrotraitement comprend une première étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes et une deuxième étape b2) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape b1) d’hydrodémétallation, l’effluent de l’étape a), ou la charge et de l’hydrogène en l’absence de l’étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, dans des conditions d’hydrodémétallation connues de l’homme du métier, notamment telles que décrites à l’étape a), puis au cours de ladite deuxième étape b2) d’hydrodésulfuration, l’effluent de la première étape b1) d’hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur d’hydrodésulfuration, dans des conditions d’hydrodésulfuration. Ce procédé, connu sous le nom de HYVAHL-F™, est par exemple décrit dans le brevet US 5417846.According to a preferred variant, step b) of hydrotreatment comprises a first step b1) of hydrodemetallization (HDM) carried out in one or more hydrodemetallization zones in fixed beds and a second step b2) of subsequent hydrodesulfurization (HDS) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds. During said first hydrodemetallization step b1), the effluent from step a), or the feedstock and hydrogen in the absence of step a), are brought into contact with a catalyst for hydrodemetallization, under hydrodemetallization conditions known to a person skilled in the art, in particular as described in step a), then during said second hydrodesulfurization step b2), the effluent from the first step b1) d hydrodemetallization is brought into contact with a hydrodesulfurization catalyst, under hydrodesulfurization conditions. This process, known under the name of HYVAHL-F ™, is for example described in the patent US 5417846.
L’homme du métier comprend aisément que, dans l’étape b1) d’hydrodémétallation, on effectue des réactions d’hydrodémétallation, mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement, et notamment d’hydrodésulfuration et d’hydrocraquage. De même, dans l’étape b2) d’hydrodésulfuration, on effectue des réactions d’hydrodésulfuration, mais parallèlement aussi une partie des autres réactions d’hydrotraitement et notamment d’hydrodémétallation et d’hydrocraquage.Those skilled in the art can easily understand that, in step b1) of hydrodemetallization, hydrodemetallization reactions are carried out, but also in parallel also part of the other hydrotreatment reactions, and in particular of hydrodesulfurization and hydrocracking. Similarly, in step b2) of hydrodesulfurization, hydrodesulfurization reactions are carried out, but in parallel also a part of the other hydrotreatment reactions and in particular of hydrodemetallization and hydrocracking.
L’homme du métier définit parfois une zone de transition dans laquelle se produisent tous les types de réaction d’hydrotraitement. Selon une autre variante, l’étape b) d’hydrotraitement comprend une première étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodémétallation en lits fixes, une deuxième étape b2) subséquente de transition réalisée dans une ou plusieurs zones de transition en lits fixes, et une troisième étape b3) subséquente d’hydrodésulfuration (HDS) réalisée dans une ou plusieurs zones d’hydrodésulfuration en lits fixes. Au cours de ladite première étape b1) d’hydrodémétallation, l’effluent de l’étape a), ou la charge et de l’hydrogène en l’absence de l’étape a), sont mis en contact sur un catalyseur d’hydrodémétallation, dans des conditions d’hydrodémétallation, puis au cours de ladite deuxième étape b2) de transition, l’effluent de la première étape b1) d’hydrodémétallation est mis en contact avec un catalyseur de transition, dans des conditions de transition, puis au cours de ladite troisième étape b3) d’hydrodésulfuration, l’effluent de la deuxième étape b2) de transition est mis en contact avec un catalyseur d’hydrodésulfuration, dans des conditions d’hydrodésulfuration.Those skilled in the art sometimes define a transition zone in which all types of hydrotreatment reaction occur. According to another variant, step b) of hydrotreatment comprises a first step b1) of hydrodemetallization (HDM) carried out in one or more hydrodemetallization zones in fixed beds, a second transition step b2) subsequent carried out in one or more several transition zones in fixed beds, and a third step b3) subsequent hydrodesulfurization (HDS) carried out in one or more hydrodesulfurization zones in fixed beds. During said first hydrodemetallization step b1), the effluent from step a), or the feedstock and hydrogen in the absence of step a), are brought into contact with a catalyst for hydrodemetallization, under hydrodemetallization conditions, then during said second transition step b2), the effluent from the first hydrodemetallization step b1) is brought into contact with a transition catalyst, under transition conditions, then during said third hydrodesulfurization step b3), the effluent from the second transition step b2) is brought into contact with a hydrodesulfurization catalyst, under hydrodesulfurization conditions.
L’étape b1) d’hydrodémétallation selon les variantes ci-dessus est particulièrement nécessaire en cas d’absence de l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables de manière à traiter les impuretés et protéger les catalyseurs en aval. La nécessité d’une étape b1) d’hydrodémétallation selon les variantes cidessus en plus de l’étape a) d’hydrodémétallation en réacteurs de garde permutables se justifie également lorsque l’hydrodémétallation effectuée lors de l’étape a) n’est pas suffisante pour protéger les catalyseurs de l’étape b), notamment les catalyseurs d’hydrodésulfuration.Step b1) of hydrodemetallization according to the above variants is particularly necessary in the absence of step a) of hydrodemetallization in permutable guard reactors so as to treat the impurities and protect the downstream catalysts. The need for a step b1) of hydrodemetallization according to the above variants in addition to step a) of hydrodemetallization in permutable guard reactors is also justified when the hydrodemetallization carried out during step a) is not sufficient to protect the catalysts of step b), in particular the hydrodesulfurization catalysts.
L’étape b) d’hydrotraitement selon l’invention est mise en œuvre dans des conditions d’hydrotraitement. Elle peut avantageusement être mise en œuvre à une température comprise entre 300°C et 500°C, de préfæence entre 350°C et 430°C et sous une pression absolue comprise entre 5 MPa et 35 MPa, de préférence entre 11 MPa et 26 MPa, de manière préférée entre 14 MPa et 20 MPa. La température est habituellement ajustée par l’homme du métier en fonction du niveau souhaité d’hydrotraitement et de la nature (hydrodémétallation, hydrodésulfuration...) et durée du traitement visée. Le plus souvent, la vitesse spatiale de la charge hydrocarbonée, couramment appelée WH, et qui se définit comme étant le débit volumétrique de la charge divisé par le volume total du catalyseur, peut être comprise dans une gamme allant de 0,1 h'1 à 5 h'1, préférentiellement de 0,1 h'1 à 2 h'1, et plus préférentiellement de 0,1 h'1 à 1 h'1. La quantité d’hydrogène mélangée à la charge peut être comprise entre 100 et 5000 normaux mètres cube (Nm3) par mètre cube (m3) de charge liquide, préférentiellement entre 200 Nm3/m3 et 2000 Nm3/m3, et plus préférentiellement entre 300 Nm3/m3 et 1500 Nm3/m3. L’étape b) d’hydrotraitement peut être effectuée industriellement dans un ou plusieurs réacteurs à courant descendant de liquide.The hydrotreatment stage b) according to the invention is carried out under hydrotreatment conditions. It can advantageously be implemented at a temperature between 300 ° C and 500 ° C, preferably between 350 ° C and 430 ° C and under an absolute pressure between 5 MPa and 35 MPa, preferably between 11 MPa and 26 MPa, preferably between 14 MPa and 20 MPa. The temperature is usually adjusted by a person skilled in the art as a function of the desired level of hydrotreatment and of the nature (hydrodemetallization, hydrodesulfurization, etc.) and duration of the targeted treatment. Most often, the space velocity of the hydrocarbon feedstock, commonly called WH, which is defined as the volumetric flow rate of the feedstock divided by the total volume of the catalyst, can be comprised in a range going from 0.1 h ′ 1 at 5 h ' 1 , preferably from 0.1 h' 1 to 2 h ' 1 , and more preferably from 0.1 h' 1 to 1 h ' 1 . The quantity of hydrogen mixed with the feed can be between 100 and 5000 normal cubic meters (Nm3) per cubic meter (m3) of liquid feed, preferably between 200 Nm3 / m3 and 2000 Nm3 / m3, and more preferably between 300 Nm3 / m3 and 1500 Nm3 / m3. The hydrotreatment stage b) can be carried out industrially in one or more reactors with a downdraft of liquid.
Les catalyseurs d’hydrotraitement utilisés sont de préférence des catalyseurs connus. Il peut s’agir de catalyseurs granulaires comprenant, sur un support, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante. Ces catalyseurs peuvent avantageusement être des catalyseurs comprenant au moins un métal du groupe VIII, choisi généralement dans le groupe constitué par le nickel et le cobalt, et/ou au moins un métal du groupe VIB, de préférence du molybdène et/ou du tungstène. On peut employer par exemple un catalyseur comprenant de 0,5% à 10% en poids de nickel, 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 3% à 20% en poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène Mo03) sur un support minéral. Ce support peut par exemple être choisi dans le groupe constitué par l’alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d’au moins deux de ces minéraux.The hydrotreatment catalysts used are preferably known catalysts. They may be granular catalysts comprising, on a support, at least one metal or metal compound having a hydro-dehydrogenating function. These catalysts can advantageously be catalysts comprising at least one metal from group VIII, generally chosen from the group consisting of nickel and cobalt, and / or at least one metal from group VIB, preferably molybdenum and / or tungsten. It is possible, for example, to use a catalyst comprising from 0.5% to 10% by weight of nickel, preferably from 1% to 5% by weight of nickel (expressed as nickel oxide NiO), and from 1% to 30% by weight. weight of molybdenum, preferably from 3% to 20% by weight of molybdenum (expressed as molybdenum oxide Mo03) on an inorganic support. This support can for example be chosen from the group consisting of alumina, silica, silica-aluminas, magnesia, clays and mixtures of at least two of these minerals.
Avantageusement, ce support peut renfermer d’autres composés dopants, notamment des oxydes choisis dans le groupe constitué 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 dopée avec du phosphore et éventuellement du bore. Lorsque l’anhydride phosphorique P2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. Lorsque le trioxyde de bore B2O5 est présent, sa concentration est inférieure à 10% en poids. L’alumine utilisée peut être une alumine y (gamma) ou η (êta). Ce catalyseur est le plus souvent sous forme d’extrudés. La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VIB et VIII peut être de 3% à 40% en poids et en général de 5% 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 compris entre 20 et 1, et le plus souvent entre 10 et 2.Advantageously, this support can contain other doping compounds, in particular oxides chosen from the group consisting of boron oxide, zirconia, cerine, titanium oxide, phosphoric anhydride and a mixture of these oxides. Most often an alumina support is used and very often an alumina support doped with phosphorus and possibly boron. When phosphoric anhydride P2O5 is present, its concentration is less than 10% by weight. When boron trioxide B2O5 is present, its concentration is less than 10% by weight. The alumina used can be a y (gamma) or η (eta) alumina. This catalyst is most often in the form of extrudates. The total content of metal oxides of groups VIB and VIII can be from 3% to 40% by weight and in general from 5% 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 generally between 20 and 1, and most often between 10 and 2.
Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) d’hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques et des conditions opératoires d’hydrotraitement adaptés à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b1) d’hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b2) d’hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur mixte aussi appelé catalyseur de transition, actif en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration, à la fois pour la section d’hydrodémétallation b1) et pour la section d’hydrodésulfuration b2) tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143.In the case of a hydrotreatment step including a step b1) of hydrodemetallization (HDM) then a step b2) of hydrodesulfurization (HDS), use is preferably made of specific catalysts and operating conditions of hydrotreatment adapted to each step. Catalysts which can be used in step b1) for hydrodemetallization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 and US 5089463. Catalysts which can be used in step b2 ) of hydrodesulfurization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 or US 6332976. One can also use a mixed catalyst also called transition catalyst, active in hydrodemetallization and hydrodesulfurization, with the both for the hydrodemetallization section b1) and for the hydrodesulfurization section b2) as described in patent document FR 2940143.
Dans le cas d’une étape d’hydrotraitement incluant une étape b1) d’hydrodémétallation (HDM) puis une étape b2) de transition, puis une étape b3) d’hydrodésulfuration (HDS), on utilise de préférence des catalyseurs spécifiques adaptés à chaque étape et/ou des conditions opératoires d’hydrotraitement spécifiques adaptées à chaque étape. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b1) d’hydrodémétallation sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 et US 5089463. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b2) de transition, actifs en hydrodémétallation et en hydrodésulfuration sont par exemple décrits dans le document de brevet FR 2940143. Des catalyseurs utilisables dans l’étape b3) d’hydrodésulfuration sont par exemple indiqués dans les documents de brevets EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 ou US 6332976. On peut également utiliser un catalyseur de transition tel que décrit dans le document de brevet FR 2940143 pour les sections b1), b2) et b3).In the case of a hydrotreatment step including a step b1) of hydrodemetallization (HDM) then a step b2) of transition, then a step b3) of hydrodesulfurization (HDS), use is preferably made of specific catalysts adapted to each stage and / or specific hydrotreatment operating conditions adapted to each stage. Catalysts which can be used in step b1) for hydrodemetallization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US 5622616 and US 5089463. Catalysts which can be used in step b2 ) of transition, active in hydrodemetallization and in hydrodesulfurization are for example described in patent document FR 2940143. Catalysts which can be used in step b3) of hydrodesulfurization are for example indicated in patent documents EP 0113297, EP 0113284, US 6589908, US 4818743 or US 6332976. It is also possible to use a transition catalyst as described in patent document FR 2940143 for sections b1), b2) and b3).
Étape c) de séparation de l’effluent d’hydrotraitementStep c) of separation of the hydrotreatment effluent
Le procédé selon l’invention comprend une étape c) de séparation permettent l’obtention d’au moins une fraction gazeuse et au moins une coupe de type résidu atmosphérique, ainsi qu’éventuellementau moins une coupe de type distillât sous vide et au moins une coupe de type résidu sous vide.The method according to the invention comprises a separation step c) makes it possible to obtain at least one gaseous fraction and at least one cut of the atmospheric residue type, as well as possibly at least one cut of vacuum distillate type and at least one vacuum residue cutting.
L’effluent obtenu à l’issue de l’étape b) d’hydrotraitement comprend une fraction liquide d’hydrocarbures et une fraction gazeuse. Cet effluent est avantageusement séparé dans au moins un ballon séparateur en au moins une fraction gazeuse et au moins une fraction liquide lourde. Cet effluent peut être séparé à l’aide des dispositifs de séparation bien connus de l’homme du métier, notamment à l’aide d’un ou plusieurs ballons séparateurs pouvant opérer à différentes pressions et températures, éventuellement associés à un moyen de stripage à la vapeur ou à l’hydrogène et à une ou plusieurs colonnes de distillation. Ces séparateurs peuvent par exemple être des séparateurs haute pression haute température (HPHT) et/ou des séparateurs haute pression basse température (HPBT).The effluent obtained at the end of step b) of hydrotreatment comprises a liquid fraction of hydrocarbons and a gaseous fraction. This effluent is advantageously separated in at least one separator flask into at least one gaseous fraction and at least one heavy liquid fraction. This effluent can be separated using separation devices well known to those skilled in the art, in particular using one or more separating flasks which can operate at different pressures and temperatures, possibly associated with a stripping means to steam or hydrogen and one or more distillation columns. These separators can for example be high temperature high pressure separators (HPHT) and / or low temperature high pressure separators (HPBT).
La fraction gazeuse contient des gaz, notamment H2, H2S, NH3, et des hydrocarbures en C1-C4. Après un éventuel refroidissement, cette fraction gazeuse est de préférence traitée dans un moyen de purification d’hydrogène de façon à récupérer l’hydrogène non consommé lors des réactions d’hydrotraitement et d’hydrocraquage. Le moyen de purification d’hydrogène peut être un lavage aux amines, une membrane, un système de type PSA, ou plusieurs de ces moyens disposés en série. L’hydrogène purifié peut alors avantageusement être recyclé dans le procédé selon l’invention, après une éventuelle recompression. L’hydrogène peut être introduit en entrée de l’étape a) d’hydrodémétallation et/ou à différents endroits au cours de l’étape b) d’hydrotraitement.The gaseous fraction contains gases, in particular H2, H2S, NH3, and C1-C4 hydrocarbons. After possible cooling, this gaseous fraction is preferably treated in a hydrogen purification means so as to recover the hydrogen not consumed during the hydrotreatment and hydrocracking reactions. The hydrogen purification means can be an amine wash, a membrane, a PSA type system, or several of these means arranged in series. The purified hydrogen can then advantageously be recycled in the process according to the invention, after possible recompression. Hydrogen can be introduced at the input of step a) of hydrodemetallization and / or at different locations during step b) of hydrotreatment.
L’étape c) de séparation comprend également une distillation atmosphérique éventuellement suivie d’une distillation sous vide.Step c) of separation also comprises an atmospheric distillation optionally followed by a vacuum distillation.
Dans un premier mode de réalisation, l’étape de séparation c) comprend en plus de la simple séparation gaz-liquide au moins une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique. La ou les fraction(s) distillat(s) atmosphérique(s) peut(peuvent) contenir des bases carburants (naphta, kérosène et/ou diesel) valorisables commercialement, par exemple en raffinerie pour la production de carburants automobile et d’aviation. Les fractions de type kérosène et/ou diesel peuvent aussi être utilisées comme bases dans un pool de type distillât pour la marine ou comme fluxants dans un pool fioul ou fioul de soute de type résiduel (selon TISO8217) comme par exemple lors de l’étape f) de mélange.In a first embodiment, the separation step c) comprises, in addition to the simple gas-liquid separation, at least one atmospheric distillation, in which the liquid hydrocarbon fraction (s) obtained. ) after separation is (are) fractionated by atmospheric distillation into at least one atmospheric distillate fraction and at least one atmospheric residue fraction. The atmospheric distillate fraction (s) may contain fuel bases (naphtha, kerosene and / or diesel) which can be commercially recovered, for example in a refinery for the production of automotive and aviation fuels. The kerosene and / or diesel type fractions can also be used as bases in a marine distillate type pool or as fluxes in a residual type fuel oil or bunker oil pool (according to TISO8217) as for example during the step f) mixing.
Dans un deuxième mode de réalisation, l’étape de séparation c) du procédé selon l’invention comprend également au moins une distillation sous vide dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation et/ou la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est (sont), en partie ou en totalité, fractionnée(s) par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide.In a second embodiment, the separation step c) of the process according to the invention also comprises at least one vacuum distillation in which the liquid hydrocarbon fraction (s) obtained after separation and / or the atmospheric residue fraction obtained after atmospheric distillation is (are), in part or in whole, fractionated by vacuum distillation into at least one vacuum distillate fraction and at least one vacuum residue fraction.
De manière très préférée, l’étape d) de séparation comprend tout d’abord une distillation atmosphérique, dans laquelle la ou les fraction(s) hydrocarbonée(s) liquide(s) obtenue(s) après séparation est (sont) fractionnée(s) par distillation atmosphérique en au moins une fraction distillât atmosphérique et au moins une fraction résidu atmosphérique, puis une distillation sous vide dans laquelle une partie ou la totalité de la fraction résidu atmosphérique obtenue après distillation atmosphérique est fractionnée par distillation sous vide en au moins une fraction distillât sous vide et au moins une fraction résidu sous vide. La fraction distillât sous vide contient typiquement des fractions de type gazole sous vide. La fraction distillât sous vide peut en partie être valorisée comme combustible marin de type distillât (selon l’ISO8217) à très basse teneur en soufre ou bien être incorporée dans un pool fioul de soute de type résiduel (selon l’ISO8217), par exemple lors de l’étape f) de mélange. La fraction distillât sous vide est envoyée en partie et de préférence en totalité dans l’étape d) de craquage catalytique.Very preferably, step d) of separation comprises first of all an atmospheric distillation, in which the liquid hydrocarbon fraction (s) obtained after separation is (are) fractionated ( s) by atmospheric distillation into at least one atmospheric distillate fraction and at least one atmospheric residue fraction, then vacuum distillation in which part or all of the atmospheric residue fraction obtained after atmospheric distillation is fractionated by vacuum distillation into at least a vacuum distillate fraction and at least one vacuum residue fraction. The vacuum distillate fraction typically contains vacuum type diesel fractions. The vacuum distillate fraction can partly be recovered as a distillate-type marine fuel (according to ISO8217) with very low sulfur content or else be incorporated into a residual bunker fuel oil pool (according to ISO8217), for example during step f) of mixing. The vacuum distillate fraction is sent in part and preferably entirely in step d) of catalytic cracking.
Une partie de la fraction lourde constituéede la fraction résidu atmosphérique et/ou de la fraction résidu sous vide est envoyée dans l’étape d) de craquage catalytique. Au moins une partie de la fraction résidu atmosphérique et/ou la fraction résidu sous vide peut (peuvent) être utilisée(s) comme fioul ou comme base de fioul, éventuellement comme base de fioul de soute à basse teneur en soufre lors de l’étape de mélange f).Part of the heavy fraction consisting of the atmospheric residue fraction and / or the vacuum residue fraction is sent to step d) of catalytic cracking. At least part of the atmospheric residue fraction and / or the vacuum residue fraction can be used as fuel oil or as fuel oil base, optionally as bunker fuel base with low sulfur content during the mixing step f).
Selon un mode très préféré, l’étape c) de séparation est mise en œuvre dans des conditions particulières permettant une optimisation du CCAI par un routage des fractions résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide vers l’étape d) de craquage catalytique et/ou l’étape e) de mélange.According to a very preferred mode, step c) of separation is implemented under specific conditions allowing optimization of the CCAI by routing the atmospheric residue and / or vacuum residue fractions to step d) of catalytic cracking and / or step e) of mixing.
Ainsi, en l’absence de distillation sous vide, ce routage doit permettre que la fraction résidu atmosphérique hydrotraitée sortant de la distillation atmosphérique et allant directement à l’étape f) de mélange représente entre 40 et 95% en masse, de préférence entre 45 et 90% en masse du fioul constitué dans l’étape f) de mélange.Thus, in the absence of vacuum distillation, this routing must allow the hydrotreated atmospheric residue fraction leaving the atmospheric distillation and going directly to step f) of mixing to represent between 40 and 95% by mass, preferably between 45 and 90% by mass of the fuel oil constituted in step f) of mixing.
Le complément de résidu atmosphérique n’allant pas à l’étape f) de mélange est envoyé à l’étape d) de craquage catalytique.The remaining atmospheric residue not going to step f) of mixing is sent to step d) of catalytic cracking.
De manière analogue, dans un schéma comportant une distillation sous vide et où il n’y a pas de routage de fraction résidu atmosphérique hydrotraitée vers l’étape f) de mélange à la sortie de la distillation atmosphérique, ce routage doit permettre que la fraction résidu sous vide hydrotraitée allant directement à l’étape f) de mélange représente entre 40 et 90%, de préférence entre 50 et 85% en masse du fioul constitué dans l’étape f) de mélange. Le complément de résidu sous vide n’allant pas à l’étape f) de mélange est envoyé à l’étape d) de craquage catalytique en mélange avec au moins une partie et de préférence la totalité du distillât sous vide issu de la distillation sous vide.Similarly, in a scheme comprising vacuum distillation and where there is no routing of hydrotreated atmospheric residue fraction to step f) of mixing at the outlet of atmospheric distillation, this routing must allow the fraction residue under hydrotreated vacuum going directly to step f) of mixing represents between 40 and 90%, preferably between 50 and 85% by mass of the fuel oil constituted in step f) of mixing. The remainder of vacuum residue not going to step f) of mixing is sent to step d) of catalytic cracking in mixture with at least a part and preferably all of the vacuum distillate from distillation under empty.
Dans un schéma comprenant une distillation sous vide et permettant le routage simultané d’une fraction résidu atmosphérique et d’une fraction résidu sous vide vers l’étape f) de mélange, la somme des fractions résidu atmosphérique et résidu sous vide doit représenter entre 40 et 95%, de préférence entre 45 et 85% en masse du fioul constitué à l’étape f) de mélange.In a diagram comprising vacuum distillation and allowing the simultaneous routing of an atmospheric residue fraction and a vacuum residue fraction to the mixing step f), the sum of the atmospheric residue and vacuum residue fractions must represent between 40 and 95%, preferably between 45 and 85% by mass of the fuel oil constituted in step f) of mixing.
Etape d) de craquage catalytiqueStage d) of catalytic cracking
Conformément à l'invention, à l’issue de l’étape c) de séparation, une partie de la coupe type résidu atmosphérique et/ou une partie de la coupe résidu sous vide en mélange avec au moins une partie de la coupe de type distillât sous vide éventuellement obtenue à l’étape c) est (sont) envoyée(s) dans l’étape d) de craquage catalytique dans au moins un réacteur fonctionnant en courant ascendant ou descendant contenant un catalyseur de craquage catalytique, opérant avec un rapport catalyseur sur charge compris entre 4 et 15, préférentiellement entre 6 et 12 et avec une température de sortie du ou des réacteur(s) comprise entre 450 et 600°C, préférentiellement entre 480 et 580°C.In accordance with the invention, at the end of step c) of separation, part of the section with atmospheric residue type and / or part of the section with vacuum residue mixed with at least part of the section with type vacuum distillate optionally obtained in step c) is (are) sent (s) in step d) of catalytic cracking in at least one reactor operating in upward or downward flow containing a catalytic cracking catalyst, operating with a ratio catalyst on charge between 4 and 15, preferably between 6 and 12 and with an outlet temperature of the reactor (s) between 450 and 600 ° C, preferably between 480 and 580 ° C.
De manière optionnelle, une co-charge peut être injectée en amont de la section d) de craquage catalytique.Optionally, a co-charge can be injected upstream of the catalytic cracking section d).
Dans une unité de craquage catalytique, le bilan thermique est assuré par la combustion du coke déposé sur le catalyseur pendant l'étape de réaction. Cette combustion a lieu dans la zone de régénération par injection d'air via un compresseur dénommé compresseur principal d'air (en abrégé MAB, abréviation de la terminologie anglo-saxonne de main air blower).In a catalytic cracking unit, the heat balance is ensured by the combustion of the coke deposited on the catalyst during the reaction step. This combustion takes place in the regeneration zone by air injection via a compressor called the main air compressor (abbreviated to MAB, abbreviation of the English air hand blower terminology).
Typiquement, le catalyseur entre dans la zone de régénération avec une teneur en coke (définie comme la masse de coke sur la masse de catalyseur) comprise entre 0,5 % et 1%, et ressort de ladite zone avec une teneur en coke inférieure à 0,01%. Lors de cette étape, des fumées de combustion sont générées et sortent de la zone de régénération à des températures comprises entre 640°C et 800°C. Ces fumées vont ensuite, en fonction des configurations de l'unité, subir un certains nombres de post traitements. La zone de régénération peut être réalisée dans deux régénérateurs différents comme dans le procédé R2R™ commercialisé par Axens.Typically, the catalyst enters the regeneration zone with a coke content (defined as the mass of coke on the mass of catalyst) of between 0.5% and 1%, and leaves said zone with a coke content of less than 0.01%. During this step, combustion fumes are generated and leave the regeneration zone at temperatures between 640 ° C and 800 ° C. This smoke will then, depending on the configurations of the unit, undergo a certain number of post-treatments. The regeneration zone can be carried out in two different regenerators as in the R2R ™ process marketed by Axens.
La teneur en carbone Conradson de la charge (noté CCR en abrégé et défini par exemple par la norme ASTM D 482) fournit une évaluation de la production de coke au cours du craquage catalytique. En fonction de la teneur en carbone Conradson de la charge, le rendement en coke nécessite un dimensionnement spécifique de l'unité pour satisfaire le bilan thermique.The Conradson carbon content of the feed (abbreviated as CCR and defined for example by standard ASTM D 482) provides an assessment of the production of coke during catalytic cracking. Depending on the Conradson carbon content of the feed, the coke yield requires specific sizing of the unit to satisfy the thermal balance.
Ainsi, lorsque la charge présente un CCR conduisant à une teneur en coke supérieure à celle requise pour assurer le bilan thermique, l'excédent de chaleur doit être évacuée. Ceci peut se faire par exemple, et de manière non exhaustive, par l'installation d'un « catcooler », bien connu de l'homme du métier, qui constitue un refroidissement externe d'une section du catalyseur du régénérateur par échange avec de l'eau, conduisant ainsi à la production de vapeur haute pression.Thus, when the charge has a CCR leading to a coke content higher than that required to ensure the thermal balance, the excess heat must be removed. This can be done for example, and in a non-exhaustive manner, by the installation of a "catcooler", well known to those skilled in the art, which constitutes an external cooling of a section of the catalyst of the regenerator by exchange with water, thus leading to the production of high pressure steam.
Le catalyseur du réacteur de craquage catalytique est typiquement constitué de particules de diamètre moyen généralement compris entre 40 et 140 micromètres, et le plus souvent compris entre 50 et 120 micromètres.The catalyst of the catalytic cracking reactor typically consists of particles with an average diameter generally between 40 and 140 micrometers, and most often between 50 and 120 micrometers.
Le catalyseur de craquage catalytique contient au moins une matrice appropriée telle que l'alumine, la silice ou la silice-alumine avec présence ou non d'une zéolithe de type Y dispersée dans cette matrice.The catalytic cracking catalyst contains at least one suitable matrix such as alumina, silica or silica-alumina with or without the presence of a type Y zeolite dispersed in this matrix.
Le catalyseur peut comprendre en outre au moins une zéolithe présentant une sélectivité de forme de l’un des types structuraux suivants : MEL (par exemple ZSM11), MFI (par exemple ZSM-5), NES, EUO, FER, CHA (par exemple SAPO-34), MFS, MWW. Il peut également comprendre l'une des zéolithes suivantes : NU-85, NU-86, NU-88 et IM-5, qui présentent également une sélectivité de forme.The catalyst can also comprise at least one zeolite having a shape selectivity of one of the following structural types: MEL (for example ZSM11), MFI (for example ZSM-5), NES, EUO, FER, CHA (for example SAPO-34), MFS, MWW. It can also include one of the following zeolites: NU-85, NU-86, NU-88 and IM-5, which also have shape selectivity.
L'avantage de ces zéolithes présentant une sélectivité de forme est l'obtention d'une meilleure sélectivité propylène / isobutène, c'est à dire un rapport propylène / isobutène plus élevé dans les effluents de craquage.The advantage of these zeolites having a form selectivity is the obtaining of a better propylene / isobutene selectivity, that is to say a higher propylene / isobutene ratio in the cracking effluents.
La proportion de zéolithe présentant une sélectivité de forme par rapport à la quantité totale de zéolithe peut varier en fonction des charges utilisées et de la structure des produits recherchés. Souvent, on utilise de 0,1% à 60 %, préférentiellement de 0,1% à 40 %, et en particulier de 0,1% à 30 % poids de zéolithe présentant une sélectivité de forme.The proportion of zeolite exhibiting shape selectivity relative to the total amount of zeolite can vary depending on the fillers used and the structure of the products sought. Often, 0.1% to 60%, preferably 0.1% to 40%, and in particular 0.1% to 30% by weight of zeolite with form selectivity are used.
La ou les zéolithes peuvent être dispersées dans une matrice à base de silice, d'alumine ou de silice alumine, la proportion de zéolithe (toutes zéolithes confondues) par rapport au poids du catalyseur étant souvent comprise entre 0,7% et 80% poids, de préférence entre 1% et 50% poids, et de manière encore préférée entre 5% et 40 % poids.The zeolite (s) can be dispersed in a matrix based on silica, alumina or silica alumina, the proportion of zeolite (all zeolites combined) relative to the weight of the catalyst often being between 0.7% and 80% by weight , preferably between 1% and 50% by weight, and more preferably between 5% and 40% by weight.
Dans le cas ou plusieurs zéolithes sont utilisées, elles peuvent être incorporées dans une seule matrice ou dans plusieurs matrices différentes. La teneur en zéolithe présentant une sélectivité de forme dans l'inventaire total est inférieure à 30% poids.In the case where several zeolites are used, they can be incorporated in a single matrix or in several different matrices. The zeolite content exhibiting shape selectivity in the total inventory is less than 30% by weight.
Le catalyseur utilisé dans le réacteur de craquage catalytique peut être constitué d'une zéolithe de type Y ultra stable dispersée dans une matrice d'alumine, de silice, ou de silice alumine, à laquelle on ajoute un additif à base de zéolithe ZSM5, la quantité en cristaux de ZSM5 dans l'inventaire total étant inférieure à 30% poids.The catalyst used in the catalytic cracking reactor can consist of an ultra stable Y-type zeolite dispersed in an alumina, silica, or silica-alumina matrix, to which an additive based on zeolite ZSM5, the quantity of crystals of ZSM5 in the total inventory being less than 30% by weight.
Ladite étape de craquage catalytique peut aussi bien être conduite avec un réacteur fonctionnant en courant ascendant (appelé riser dans la terminologie anglosaxonne), que dans des unités utilisant un réacteur fonctionnant à courant descendant (appelé downer dans la terminologie anglosaxonne).Said catalytic cracking step can be carried out with a reactor operating in upward current (called riser in English terminology), as in units using a reactor operating in downward current (called downer in English terminology).
hydrocarbonées et du caractère instable de cette dernière avec la température.hydrocarbon and the unstable nature of the latter with temperature.
Le procédé de craquage catalytique permet de convertir des charges hydrocarbonées lourdes en des fractions hydrocarbonées plus légères allant des gaz secs à un résidu de conversion. On peut distinguer parmi les effluents les coupes suivantes qui sont définies classiquement en fonction de leur composition ou de leur température d'ébullition (points de coupe standards donnés à titre indicatif) :The catalytic cracking process makes it possible to convert heavy hydrocarbon feedstocks into lighter hydrocarbon fractions ranging from dry gases to a conversion residue. We can distinguish among the effluents the following cuts which are defined classically according to their composition or their boiling temperature (standard cutting points given for information):
des gaz secs et acides (essentiellement : H2, H2S, C1, C2), des gaz de pétrole liquéfiés contenant les molécules en C3-C4, des essences contenant au moins 80% de composés ayant une température d'ébullition comprise entre 30 et 220°C (point de coupe standard), parfois séparées en essence légère connue sous le nom de LCN (Light Cracked Naphtha) et en essence lourde connue sous le nom de HCN (Heavy Cracked Naphtha).dry and acid gases (essentially: H2, H2S, C1, C2), liquefied petroleum gases containing C3-C4 molecules, gasolines containing at least 80% of compounds having a boiling temperature between 30 and 220 ° C (standard cutting point), sometimes separated into light essence known as LCN (Light Cracked Naphtha) and heavy essence known as HCN (Heavy Cracked Naphtha).
un distillât léger connu sous le nom de LCO (Light Cycle Oil) contenant au moins 80% de composés ayant une température d’ébullition comprise entre 220°C à 360°C un distillât lourd parfois connu sous le nom de HCO (heavy Cycle Oil) contenant au moins 80% de composés ayant une température d’ébullition comprise entre 360 °C à 440 °C éventuellement, un résidu ou slurry qui est généralement purifié des 20 particules de catalyseur qu'il contient pour obtenir une huile clarifiée (clarified oil ou CO) ou une huile décantée (decanted oil ou DO). Ce résidu contient au moins 80% de composés ayant un point d'ébullition supérieur à 440°C.a light distillate known as LCO (Light Cycle Oil) containing at least 80% of compounds having a boiling temperature between 220 ° C to 360 ° C a heavy distillate sometimes known as HCO (heavy Cycle Oil ) containing at least 80% of compounds having a boiling temperature between 360 ° C to 440 ° C optionally, a residue or slurry which is generally purified from the catalyst particles which it contains to obtain a clarified oil or CO) or a decanted oil (DO). This residue contains at least 80% of compounds having a boiling point above 440 ° C.
Le terme Heavy Cycle Oil ou HCO est ici utilisé pour définir toute coupe lourde issue de l’étape de d) craquage catalytique (FCC ou RFCC) et contenant au moins 80% de composés ayant une température d’ébullition supérieure à 360°C. II est entendu que cette coupe peut subir une étape de séparation des particules de catalyseur.The term Heavy Cycle Oil or HCO is used here to define any heavy cut resulting from the step of d) catalytic cracking (FCC or RFCC) and containing at least 80% of compounds having a boiling point above 360 ° C. It is understood that this section can undergo a step of separation of the catalyst particles.
Étape e) de séparation de l’effluent de craquage catalytiqueStep e) of separation of the catalytic cracking effluent
L'unité de séparation des effluents du réacteur de craquage catalytique comporte généralement une séparation primaire des effluents, une section de compression et de fractionnement des gaz ainsi que des distillations pour le fractionnement des différentes coupes liquides. Ce type d'unité de fractionnement est bien connu de l'homme du métier.The effluent separation unit of the catalytic cracking reactor generally comprises a primary effluent separation, a gas compression and fractionation section as well as distillations for the fractionation of the various liquid sections. This type of fractionation unit is well known to those skilled in the art.
L’étape e) de séparation de l’effluent issu de l’étape d) de craquage catalytique permet d’obtenir au moins une coupe gazole d'intervalle d'ébullition standard compris entre 220 et 360°C (LCO) et au moins une coupe louide de point d’ébullition supérieur à 360°C (HCO). Ces coupes peuvent être incorporés dans des pools combustibles. Au moins une partie des coupes LCO et/ou HCO est incorporée dans un pool fioul, notamment un pool fioul de soute de type résiduel, réalisé lors de l’étape f) de mélange. De manière optionnelle, une partie des coupes LCO et/ou HCO peuvent être recyclées en amont de l’étape a) d’hydrodémétallation et/ou b) d’hydrotraitement.Step e) of separation of the effluent from step d) of catalytic cracking makes it possible to obtain at least one diesel fraction with standard boiling range between 220 and 360 ° C (LCO) and at least a louid section with a boiling point above 360 ° C (HCO). These cups can be incorporated into fuel pools. At least part of the LCO and / or HCO cuts is incorporated into an oil pool, in particular a residual type fuel oil pool, produced during step f) of mixing. Optionally, part of the LCO and / or HCO sections can be recycled upstream of step a) of hydrodemetallization and / or b) of hydrotreatment.
Etape f) de mélangeStep f) of mixing
Une étape f) de mélange est réalisée à partir d’une fraction directement issue de l’étape c) de séparation constituée d’une partie de la coupe type résidu atmosphérique issue de l’étape c) et/ou d’une partie de la coupe résidu sous vide et à partir d’une autre fraction comprenant au moins une partie des coupes LCO et/ou HCO issues de l’étape e) de séparation de manière à obtenir un fioul, notamment un fioul de soute de type résiduel.A step f) of mixing is carried out using a fraction directly obtained from step c) of separation consisting of a part of the atmospheric residue type cut resulting from step c) and / or a part of the residue cut under vacuum and from another fraction comprising at least part of the LCO and / or HCO cuts from step e) of separation so as to obtain an oil, in particular a bunker oil of residual type.
Par « fioul », on entend dans l’invention une fraction hydrocarbonée utilisable comme combustible. Par « base de fioul >>, on entend dans l’invention une fraction hydrocarbonée qui, mélangée à d’autres bases, constitue un fioul.By "fuel oil" is meant in the invention a hydrocarbon fraction usable as fuel. By "fuel oil base" is meant in the invention a hydrocarbon fraction which, mixed with other bases, constitutes an oil fuel.
D’autres bases de fioul issues du procédé (une coupe kérosène ou une coupe gazole issue de l’étape c) de séparation par exemple) ou des bases fluxantes extérieures au procédé (un kérosène, un gazole, un distillât sous vide de distillation directe ou issue d’un procédé de conversion) peuvent éventuellement être incorporées dans le fioul. Selon l’invention, le contrôle des flux permet avantageusement de limiter l’apport de bases fluxantes coûteuses. L’utilisation de bases fluxantes d’origine extérieure au procédé lors de l’étape f) de mélange représente généralement moins de 10% en poids du fioul, de préférence moins de 5% en poids du fioul. Selon un mode très préféré, l’utilisation de coupes d’origine extérieure au procédé est nulle.Other fuel oil bases from the process (a kerosene cut or a diesel cut from the separation step c) for example) or fluxing bases external to the process (a kerosene, a diesel, a vacuum distillate for direct distillation or from a conversion process) can optionally be incorporated into the fuel oil. According to the invention, flow control advantageously makes it possible to limit the contribution of costly fluxing bases. The use of fluxing bases of origin external to the process during step f) of mixing generally represents less than 10% by weight of the fuel oil, preferably less than 5% by weight of the fuel oil. According to a very preferred mode, the use of cuts of origin external to the process is zero.
La présente invention vise à optimiser les caractéristiques du fioul en contrôlant les propriétés et les flux des différentes bases. Le contrôle des propriétés est notamment permis par les conditions opératoires des différentes sections. Le contrôle des flux est notamment permis par les conditions opératoires via les rendements mais aussi par les étapes de séparation puis in fine par l’étape de mélange. Cette optimisation passe notamment par l’incorporation lors de l’étape f) de mélange d’une partie du résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide issue de l’étape c) de séparation. Ces coupes ayant été obtenues après hydrotraitement, leur teneur en soufre est basse et elle contiennent des molécules saturées qui donneront de bonnes propriétés de combustion ce qui compensera l’ajout de coupes aromatiques LCO et/ou HCO. Les coupes LCO et/ou HCO n’ont pas de bonnes propriétés de combustion, mais elles sont peu visqueuses, elles sont donc largement utilisées pour leurs propriétés fluxantes de manière à réduire la viscosité du mélange. La quantité de LCO et HCO disponibles dépend notamment de la quantité de la charge de l’étape de craquage catalytique et donc indirectement des quantités de résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide qui ne sont pas soumis au craquage catalytique et envoyés directement à l’étape f) de mélange, ceci étant permis par des configurations particulières de l’étape c) de séparation définies précédemment.The present invention aims to optimize the characteristics of fuel oil by controlling the properties and flows of the various bases. The control of the properties is notably allowed by the operating conditions of the different sections. Control of the flows is notably enabled by the operating conditions via the yields but also by the separation steps and ultimately by the mixing step. This optimization involves in particular the incorporation during step f) of mixing part of the atmospheric residue and / or vacuum residue from step c) of separation. These cuts having been obtained after hydrotreatment, their sulfur content is low and they contain saturated molecules which will give good combustion properties which will compensate for the addition of aromatic cuts LCO and / or HCO. LCO and / or HCO cuts do not have good combustion properties, but they are not very viscous, so they are widely used for their fluxing properties so as to reduce the viscosity of the mixture. The quantity of LCO and HCO available depends in particular on the quantity of the charge of the catalytic cracking stage and therefore indirectly on the quantities of atmospheric residue and / or vacuum residue which are not subjected to catalytic cracking and sent directly to the stage f) of mixing, this being allowed by particular configurations of stage c) of separation defined previously.
Selon un mode très préféré, l’étape c) de séparation est mise en œuvre dans des conditions particulières permettant une optimisation de l’indice d’aromaticité CCAI par un routage des fractions résidu atmosphérique et/ou résidu sous vide vers l’étapeAccording to a very preferred mode, step c) of separation is implemented under special conditions allowing an optimization of the CCAI aromaticity index by routing the atmospheric residue and / or vacuum residue fractions to the step
d) de craquage catalytique et/ou l’étape e) de mélange.d) catalytic cracking and / or step e) mixing.
La valeur du CCAI est calculée selon la norme ISO 8217 en utilisant l’équation :The value of CCAI is calculated according to ISO 8217 using the equation:
CCAI = p15 - 81 -141 lg[lg(v + 0,85)] - 483 Ig 7 ^73 (F.1)CCAI = p 15 - 81 -141 lg [lg (v + 0.85)] - 483 Ig 7 ^ 73 (F.1)
OùOr
T est la température, exprimée en degrés Celsius, à laquelle la viscosité cinématique est déterminée ;T is the temperature, expressed in degrees Celsius, at which the kinematic viscosity is determined;
v est la viscosité cinématique à la température T, exprimée en millimètres carrés par seconde ;v is the kinematic viscosity at temperature T, expressed in square millimeters per second;
pis est la masse volumique à 15°C, exprimée en kilogrammes par mètre cube ; lg est le logarithme décimal.pis is the density at 15 ° C, expressed in kilograms per cubic meter; l g is the decimal logarithm.
Ainsi, en l’absence de distillation sous vide, ce routage doit permettre que la fraction résidu atmosphérique hydrotraitée allant directement à l’étape f) de mélange représente entre 40 et 95% en masse, de préférence entre 45 et 90% en masse du fioul constitué dans l’étape f) de mélange. Le complément de résidu atmosphérique n’allant pas à l’étape f) de mélange est envoyé à l’étape d) de craquage catalytique.Thus, in the absence of vacuum distillation, this routing must allow the hydrotreated atmospheric residue fraction going directly to the mixing stage f) to represent between 40 and 95% by mass, preferably between 45 and 90% by mass of the fuel oil constituted in step f) of mixing. The remaining atmospheric residue not going to step f) of mixing is sent to step d) of catalytic cracking.
De manière analogue, dans un schéma comportant une distillation sous vide et où il n’y a pas de routage de fraction résidu atmosphérique hydrotraitée vers l’étape f) de mélange, ce routage doit permettre que la fraction résidu sous vide hydrotraitée allant directement à l’étape f) de mélange représente entre 40 et 90%, de préférence entre 50 et 85% en masse du fioul constitué dans l’étape f) de mélange. Le complément de résidu sous vide n’allant pas à l’étape f) de mélange est envoyé à l’étape d) de craquage catalytique en mélange avec au moins une partie et de préférence la totalité du distillât sous vide issue de l’étape b) d’hydrotraitement.Similarly, in a scheme comprising vacuum distillation and where there is no routing of the hydrotreated atmospheric residue fraction to mixing step f), this routing must allow the fraction of the hydrotreated vacuum fraction going directly to step f) of mixing represents between 40 and 90%, preferably between 50 and 85% by mass of the fuel oil constituted in step f) of mixing. The remainder of vacuum residue not going to step f) of mixing is sent to step d) of catalytic cracking in mixture with at least part and preferably all of the vacuum distillate from step b) hydrotreatment.
Ce complément de résidu sous vide allant à l’étape d) de craquage catalytique peut également ne pas être obtenu par distillation sous vide, mais faire partie d’une fraction résidu atmosphérique allant directement à l’étape d) de craquage catalytique.This additional vacuum residue going to step d) of catalytic cracking may also not be obtained by vacuum distillation, but be part of an atmospheric residue fraction going directly to step d) of catalytic cracking.
Dans un schéma comprenant une distillation sous vide et permettant le routage 5 simultané d’une fraction résidu atmosphérique et d’une fraction résidu sous vide vers l’étape f) de mélange, la somme des fractions résidu atmosphérique et résidu sous vide doit représenter entre 40 et 95%, de préférence entre 45 et 85% en masse du fioul constitué à l’étape f) de mélange.In a scheme comprising vacuum distillation and allowing the simultaneous routing of an atmospheric residue fraction and a vacuum residue fraction towards the mixing step f), the sum of the atmospheric residue and vacuum residue fractions must represent between 40 and 95%, preferably between 45 and 85% by mass of the fuel oil constituted in step f) of mixing.
EXEMPLESEXAMPLES
Un résidu atmosphérique de type Arabian Medium (cf. tableau 1) est soumis à une étape d’hydrotraitement de résidus (cf. tableau 2).An atmospheric residue of Arabian Medium type (see Table 1) is subjected to a residue hydrotreatment step (see Table 2).
Tableau 1 : caractéristiques de la charge RA Arabian MediumTable 1: RA Arabian Medium load characteristics
Tableau 2 : condition opératoires de l’étape d’hydrotraitement de résidusTable 2: operating conditions of the residue hydrotreatment step
Ces conditions permettent d’atteindre une hydrodésulfuration de la charge d’environ 93% (HDS).These conditions make it possible to achieve a hydrodesulfurization of the load of approximately 93% (HDS).
L’effluent de l’étape d’hydrotraitement est analysé de manière à déterminer les rendements des différents produits et différentes coupes (tableau 3).The effluent from the hydrotreatment stage is analyzed in order to determine the yields of the different products and different cuts (Table 3).
Tableau 3 : rendements de l’étape d’hydrotraitementTable 3: yields of the hydrotreatment stage
Pour la suite de l’exemple, on se référera à la figure 1 décrite précédemment dont la numérotation est utilisée pour repérer les flux et présenter les différents bilans matières.For the rest of the example, reference will be made to FIG. 1 described above, the numbering of which is used to identify the flows and present the various material balances.
L’effluent de l’étape d’hydrotraitement (7) est soumis à une étape de séparation c) selon différentes variantes. L’effluent (7) est envoyé dans plusieurs séparateurs (SEP) fonctionnant à différents niveaux de pression et température et permettant de séparer la fraction gaz (23) contenant de l’hydrogène et des hydrocarbures légers et la fraction liquide (25). Cette fraction liquide (25) est soumise à une distillation atmosphérique (ADU) pour récupérer les distillais atmosphériques DA (24) et une coupe de type résidu atmosphérique RA (9). En fonction des variantes, la coupe résidu atmosphérique peut aller vers le craquage catalytique d) via la ligne (11) et/ou vers l’étape de mélange f) via la ligne (12) et/ou vers une distillation sous vide (VDU) via la ligne (26). En cas de mise en œuvre de la distillation sous vide (VDU), on obtient une coupe distillât sous vide DSV (8) allant vers le craquage catalytique d) et une coupe de type résidu sous vide RSV (10) allant vers le craquage catalytique d) via la ligne (13) et/ou l’étape de mélange f) via la ligne (14).The effluent from the hydrotreatment step (7) is subjected to a separation step c) according to different variants. The effluent (7) is sent to several separators (SEP) operating at different pressure and temperature levels and making it possible to separate the gas fraction (23) containing hydrogen and light hydrocarbons and the liquid fraction (25). This liquid fraction (25) is subjected to atmospheric distillation (ADU) to recover the atmospheric distillates DA (24) and a cut of atmospheric residue type RA (9). Depending on the variants, the atmospheric residue cut can go to catalytic cracking d) via line (11) and / or to the mixing step f) via line (12) and / or to vacuum distillation (VDU ) via line (26). If vacuum distillation (VDU) is used, a DSV vacuum distillate cut (8) going towards the catalytic cracking is obtained and a RSV vacuum residue cut (10) going towards the catalytic cracking. d) via line (13) and / or the mixing step f) via line (14).
Une étape e) de séparation permet de séparer l’effluent 16) de l’étape de craquage catalytique d) en différents produits (non représentés notamment GPL et essence) et en huile de coupe légère LCO et huile de coupe lourde HCO. La part de LCO allant au mélange (19) et la part de HCO allant au mélange (20) sont représentés mais il peut également y avoir des excédents de ces coupes non représentés.A separation step e) makes it possible to separate the effluent 16) from the catalytic cracking step d) into different products (not shown in particular LPG and petrol) and in light cutting oil LCO and heavy cutting oil HCO. The part of LCO going to the mixture (19) and the part of HCO going to the mixture (20) are shown but there may also be surpluses of these cuts not shown.
L’étape de mélange permet d’obtenir un fioul FO (21) ayant une viscosité cible de 380 cSt à 50°C par mélange d’au moins une coupe résdu atmosphérique RA (12) et/ou une coupe résidu sous vide RSV (14) avec une coupe LCO (19) et/ou une coupe HCO (20) et/ou une base fluxante extérieure EXT au procédé (22) qui dans ces exemples est un distillât marin MGO (« Marine Gas Oil ») ayant une viscosité deThe mixing step makes it possible to obtain an FO fuel oil (21) having a target viscosity of 380 cSt at 50 ° C. by mixing at least one atmospheric resected cut RA (12) and / or a residue cut under vacuum RSV ( 14) with an LCO cut (19) and / or an HCO cut (20) and / or a fluxing base external to the process EXT (22) which in these examples is a marine distillate MGO ("Marine Gas Oil") having a viscosity of
2,6 cSt à 40°C, une masse volumique de 850 Kg/m3 et une teneur en soufre de 0,096% en masse. Les flux exprimés en % poids par rapport à la charge (flux de charge = 100) du procédé (en entrée d’hydrotraitement) sont présentés pour les différentes cas (cf. Tableau 4).2.6 cSt at 40 ° C, a density of 850 Kg / m3 and a sulfur content of 0.096% by mass. The flows expressed in% by weight relative to the load (load flow = 100) of the process (at the hydrotreatment inlet) are presented for the different cases (see Table 4).
Tableau 4 : flux de matière selon les différents cas (% poids / charge)Table 4: material flow according to the different cases (% weight / load)
Dans le cas B’, la totalité du flux de résidu atmosphérique est envoyée à la distillation sous vide et distillé sous vide. Un flux de distillât sous vide (8) et un flux de résidu sous vide (13) sont envoyés au craquage catalytique. Ces deux flux auraient donc pu rester combinés sous forme de résidu atmosphérique, on retombe alors dans le cas B.In case B ’, the entire stream of atmospheric residue is sent to vacuum distillation and vacuum distilled. A vacuum distillate stream (8) and a vacuum residue stream (13) are sent to catalytic cracking. These two flows could therefore have remained combined in the form of an atmospheric residue, we then fall back into case B.
B et B’ sont donc équivalent en terme de bilans matière en sortie d’unité même si les schémas de l’étape de séparation sont différents. De manière analogue, il existe des variantes de configuration de l’étape e) de séparation à tous les cas présentés.B and B ’are therefore equivalent in terms of material balances at the output of the unit even if the diagrams of the separation step are different. Similarly, there are variant configurations of step e) of separation in all the cases presented.
A partir des flux du tableau 4, il est possible de déterminer la composition des fiouls (21), c’est-à-dire la teneur de chaque constituant (12), (14), (19), (20) et (22) introduit à l’étape f) de mélange exprimée en pourcentage masse du constituant par rapport au fioul (21).From the flows in Table 4, it is possible to determine the composition of the fuel oils (21), that is to say the content of each constituent (12), (14), (19), (20) and ( 22) introduced in step f) of mixing, expressed as a percentage by weight of the constituent relative to the fuel oil (21).
Tableau 5 : composition des fiouls (% masse)Table 5: composition of fuel oils (% mass)
Les propriétés des fiouls (21) obtenus selon les différents cas sont présentés dans le tableau suivant :The properties of the fuel oils (21) obtained according to the different cases are presented in the following table:
Tableau 6 : propriétés des fiouls (flux (21 ))Table 6: properties of fuel oils (flow (21))
Pour les cas A, B, B’, C, C’, on cherche à maximiser le CCAI du fioul (21) en optimisant la quantité de résidu sous vide RSV allant directement à l’étape f) (14) de mélange. Le CCAI augmente quand la proportion de RSV (14) dans le fioul diminue au profit des coupes LCO (19) et HCO (20) : CCAI fioul C > CCAI fioul B > CCAI fioul A. Toutefois la masse volumique du fioul C dépasse la valeur maximale pour le grade RMG380, on est donc obligé d’ajouté une petite quantité de distillât marinFor cases A, B, B ’, C, C’, we seek to maximize the CCAI of the fuel oil (21) by optimizing the amount of residue under vacuum RSV going directly to the mixing step f) (14). The CCAI increases when the proportion of RSV (14) in the fuel oil decreases in favor of the LCO (19) and HCO (20) cuts: CCAI fuel oil C> CCAI fuel oil B> CCAI fuel oil A. However, the density of fuel oil C exceeds the maximum value for grade RMG380, so we have to add a small amount of marine distillate
MGO (22) pour faire baisser la densité, mais la viscosité diminue aussi, on obtient donc une qualité supérieure au minimum des spécifications pour le fioul C’ obtenu. Il y a donc un optimum de teneur en RSV (14) qui se situe entre 40 et 90%, de préférence entre 50 et 85% en masse dans le fioul (21).MGO (22) to lower the density, but the viscosity also decreases, so we obtain a quality above the minimum of the specifications for the fuel oil C ’obtained. There is therefore an optimum RSV content (14) which is between 40 and 90%, preferably between 50 and 85% by mass in the fuel oil (21).
Les cas D, D’ et D” (comparatifs) correspondent à l’art antérieur, c’est-à-dire la configuration des enchaînements d’hydrotraitement de résidus suivi du craquage catalytique de la totalité du RA hydrotraité (11). Le fioul D obtenu a une teneur en soufre supérieure à 0,5%. Par ailleurs les fiouls obtenus contiennent de très fortes proportions de LCO (19) et HCO (20) ce qui se traduit par des viscosités très basses, des densités élevées et donc des valeurs de CCAI élevées. Il a fallu environ 18% de distillât marin MGO (22) dans le fioul D’ pour descendre le CCAI en dessous de 870, et environ 48% de distillât marin MGO (22) dans le fioul D” pour descendre le CCAI en dessous de 850. Ces mélanges ne constituent pas une bonne optimisation des flux, ils conduisent à introduire de fortes quantités de distillât marin MGO (22) ce qui augmente fortement le coût de production du fioul (21).Cases D, D ’and D” (comparative) correspond to the prior art, that is to say the configuration of the residue hydrotreatment sequences followed by catalytic cracking of the entire hydrotreated RA (11). The fuel oil D obtained has a sulfur content greater than 0.5%. Furthermore, the fuel oils obtained contain very high proportions of LCO (19) and HCO (20), which results in very low viscosities, high densities and therefore high CCAI values. It took about 18% of MGO marine distillate (22) in fuel oil D 'to lower the CCAI below 870, and about 48% of MGO marine distillate (22) in fuel oil D' to lower the CCAI below 850. These mixtures do not constitute a good optimization of the flows, they lead to the introduction of large quantities of MGO marine distillate (22) which greatly increases the cost of producing fuel oil (21).
Dans le cas E, il y a autant de RA allant vers d) que de RA allant vers f) et le mélange est constitué sans apport de flux externe au procédé. La viscosité dépasse 380 cSt à 50°C, le fioul obtenu ne pourra être valorisé selon le grade RMG380. Le cas E’ vise à abaisser la viscosité obtenue dans le cas E en ajoutant du distillât marin MGO. Pour ne pas dépasser 380 cSt à 50°C, il est nécessaire que le fioul comporte 5.6% de distillât marin MGO.In case E, there are as many RAs going to d) as there are RAs going to f) and the mixture is formed without any external flux being added to the process. The viscosity exceeds 380 cSt at 50 ° C, the fuel oil obtained cannot be recovered according to the RMG380 grade. Case E ’aims to lower the viscosity obtained in case E by adding MGO marine distillate. In order not to exceed 380 cSt at 50 ° C, it is necessary that the fuel oil contains 5.6% of MGO marine distillate.
Pour les cas F, G, H, I, I’ on cherche à maximiser le CCAI du fioul (21) en optimisant la quantité de RA allant directement à l’étape f) (12) de mélange. Le CCAI augmente quand la proportion de RA (12) dans le fioul diminue au profit des coupes LCO (19) et HCO (20) : CCAI fioul F > CCAI fioul G > CCAI fioul H > CCAI fioul I. Toutefois la masse volumique du fioul I dépasse la valeur maximale pour le grade RMG380, on est donc obligé d’ajouté une quantité non négligeable de distillât marin MGO (22) pour faire baisser la densité mais la viscosité diminue aussi, on obtient une qualité supérieure au minimum recherché pour le fioul I’ obtenu. Il y a donc un optimum de teneur en résidu atmosphérique RA (12) qui se situe entre 40 et 95%, de préférence entre 45 et 90% en masse dans le fioul (21).For cases F, G, H, I, I, we seek to maximize the CCAI of the fuel oil (21) by optimizing the quantity of RA going directly to the step f) (12) of mixing. The CCAI increases when the proportion of RA (12) in the fuel oil decreases in favor of the LCO (19) and HCO (20) cuts: CCAI fuel oil F> CCAI fuel oil G> CCAI fuel oil H> CCAI fuel oil I. However the density of the fuel oil I exceeds the maximum value for the RMG380 grade, we are therefore obliged to add a non-negligible amount of marine distillate MGO (22) to lower the density but the viscosity also decreases, we obtain a quality superior to the minimum sought for the fuel oil I 'got. There is therefore an optimum content of atmospheric residue RA (12) which is between 40 and 95%, preferably between 45 and 90% by mass in the fuel oil (21).
En comparant le cas E et le cas F, on voit qu’en réduisant la quantité de RA allant directement à l’étape f) de mélange, la viscosité diminue et devient conforme au grade RMG380.By comparing case E and case F, we see that by reducing the quantity of RA going directly to step f) of mixing, the viscosity decreases and becomes in accordance with grade RMG380.
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