CA2724939A1 - Procede integrant un procede d'hydroconversion a haute pression et un procede d'hydrotraitement de distillat moyen a moyenne pression, les 2 procedes etant independants - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne l'intégration d'un procédé d'hydrotraitement de distillats (légers et/ou moyens) opérant sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5 à 6.0 MPa avec un procédé d'hydrotraitement /hydroconversion de distillats moyens et/ou lourds opérant à une pression partielle d'hydrogène supérieure d'au moins 4.0 MPa à celle du procédé d'hydrotraitement de distillats (légers et/ou moyens). L'intégration réside dans l'utilisation de la purge riche en hydrogène issue des effluents de d'hydrotraitement /hydroconversion dans le procédé d'hydrotraitement de distillats (légers et/ou moyens) et dans l'ajustement du niveau de pression de cette purge.Cette invention permet de réduire considérablement la consommation nette en hydrogène d'appoint du procédé d'hydrotraitement de distillats (légers et/ou moyens).
Description
PROCÉDÉ INTÉGRANT UN PROCÉDÉ D'HYDROCONVERSION A HAUTE
PRESSION ET UN PROCÉDÉ D'HYDROTRAITEMENT DE DISTILLAT MOYEN A
MOYENNE PRESSION, LES 2 PROCÉDÉS ÉTANT INDÉPENDANTS
L'invention concerne l'intégration d'un procédé (d'une unité) d'hydrotraitement de distillats légers et/ou moyens à basse/moyenne pression, opérant sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5 à 6.0 MPa avec un procédé (une unité) d'hydrotraitement lhydroconversion de distillats moyens et/ou lourds à
moyenne/haute pression , opérant à une pression partielle d'hydrogène supérieure d'au moins 4.0 MPa à celle du procédé (de l'unité) d'hydrotraitement de distillats légers et/ou moyens.
L'intégration réside dans l'utilisation de la purge riche en hydrogène issue des effluents d'hydrotraitement /hydroconversion dans le procédé d'hydrotraitement de distillats légers et/ou moyens et dans l'ajustement du niveau de pression de cette purge.Cette invention permet de réduire considérablement la consommation nette en hydrogène d'appoint du procédé d'hydrotraitement de distillats (légers et/ou moyens).
Les sections réactionnelles (où sont mises en oeuvre les procédés catalytiques) des deux unités sont indépendantes. Le train de fractionnement peut, quant à lui, être commun ou indépendant suivant les besoins et spécifications des produits requis.
Les sections réactionnelles des unités sont dites indépendantes, c'est-à-dire qu'elles sont opérées séparément sans que l'une dépende de l'autre, en d'autres termes que le procédé d'hydrotraitementld'hydroconversion à moyenne/haute pression d'une part et le procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen à basse/moyenne pression d'autre part sont opérés séparément sans que l'un dépende de l'autre.
Des unités (ou procédés) dépendantes sont par exemple une hydroconversion produisant des distillats moyens qui sont en suite envoyés à hydrotraitement.
la Par distillat léger/moyen, on comprend le naphta, le kérosène et/ou le gazole;
l'intervalle de distillation maximal de 95% pds de la charge va de 0 à 400 C.
De préférence, il s'agit du naphta de coker.
On entend par "basse / moyenne pression" des pressions partielles en hydrogène allant de 0.5-6.0 MPa en sortie de réacteur; ce sont le plus souvent des unités
PRESSION ET UN PROCÉDÉ D'HYDROTRAITEMENT DE DISTILLAT MOYEN A
MOYENNE PRESSION, LES 2 PROCÉDÉS ÉTANT INDÉPENDANTS
L'invention concerne l'intégration d'un procédé (d'une unité) d'hydrotraitement de distillats légers et/ou moyens à basse/moyenne pression, opérant sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5 à 6.0 MPa avec un procédé (une unité) d'hydrotraitement lhydroconversion de distillats moyens et/ou lourds à
moyenne/haute pression , opérant à une pression partielle d'hydrogène supérieure d'au moins 4.0 MPa à celle du procédé (de l'unité) d'hydrotraitement de distillats légers et/ou moyens.
L'intégration réside dans l'utilisation de la purge riche en hydrogène issue des effluents d'hydrotraitement /hydroconversion dans le procédé d'hydrotraitement de distillats légers et/ou moyens et dans l'ajustement du niveau de pression de cette purge.Cette invention permet de réduire considérablement la consommation nette en hydrogène d'appoint du procédé d'hydrotraitement de distillats (légers et/ou moyens).
Les sections réactionnelles (où sont mises en oeuvre les procédés catalytiques) des deux unités sont indépendantes. Le train de fractionnement peut, quant à lui, être commun ou indépendant suivant les besoins et spécifications des produits requis.
Les sections réactionnelles des unités sont dites indépendantes, c'est-à-dire qu'elles sont opérées séparément sans que l'une dépende de l'autre, en d'autres termes que le procédé d'hydrotraitementld'hydroconversion à moyenne/haute pression d'une part et le procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen à basse/moyenne pression d'autre part sont opérés séparément sans que l'un dépende de l'autre.
Des unités (ou procédés) dépendantes sont par exemple une hydroconversion produisant des distillats moyens qui sont en suite envoyés à hydrotraitement.
la Par distillat léger/moyen, on comprend le naphta, le kérosène et/ou le gazole;
l'intervalle de distillation maximal de 95% pds de la charge va de 0 à 400 C.
De préférence, il s'agit du naphta de coker.
On entend par "basse / moyenne pression" des pressions partielles en hydrogène allant de 0.5-6.0 MPa en sortie de réacteur; ce sont le plus souvent des unités
2 d'hydrotraitement de naphta et/ ou de kérosène et/ou de gazole (par ex de gazole de distillation directe du brut (straight-run) ou de naphta de coker).
On entend par "moyenne / haute pression" des pressions partielles en hydrogène supérieures de au moins 4.0 MPa à la pression partielle de l'unité
basse/moyenne pression. Ainsi, les valeurs s'établissent généralement entre 4.5-25.0 MPa.
Ce sont par exemple l'hydrotraitement sévère de coupe diesel (4.5-12.0 MPa), l'hydrocraquage doux de coupes VGO (6.0-14.0 MPa généralement), l'hydrocraquage (9.0-17.0 MPa le plus souvent), les procédés de traitement des charges lourdes en lit fixe (tel le procédé Hyvahl), ou les procédés de traitement des charges lourdes en lit bouillonnant (tel le procédé HOil).
De telles unités sont généralement présentes sur le site de la raffinerie et opèrent indépendamment les unes des autres, avec leur propre alimentation en hydrogène d'appoint (make-up) et leur propre boucle de recyclage de l'hydrogène.
On a maintenant trouvé que, en utilisant la purge moyenne pression de l'unité
d'hydrotraitement/hydroconversion à moyenne / haute pression (souvent appelée par la suite hydroconversion) pour alimenter l'unité d'hydrotraitement de distillat léger/
moyen, indépendante de l'unité d'hydroconversion, (souvent appelée par la suite hydrotraitement), on parvenait à réduire de façon drastique (jusqu'à 100%) les besoins nets en hydrogène d'appoint de l'hydrotraitement.
Cela implique que les conditions opératoires de l'hydroconversion permettent la récupération à la pression convenable d'un gaz riche en hydrogène, ce qui nécessite une modification du niveau de pression habituel au niveau du séparateur moyenne pression.
Typiquement, les unités d'hydroconversion (hydrocraquage par ex) opèrent avec des séparateurs dits "moyenne pression" dont la pression totale est de moins de 2.0 MPa et la purge moyenne pression est le plus souvent traitée comme fuel gaz, donc perdue.
On entend par "moyenne / haute pression" des pressions partielles en hydrogène supérieures de au moins 4.0 MPa à la pression partielle de l'unité
basse/moyenne pression. Ainsi, les valeurs s'établissent généralement entre 4.5-25.0 MPa.
Ce sont par exemple l'hydrotraitement sévère de coupe diesel (4.5-12.0 MPa), l'hydrocraquage doux de coupes VGO (6.0-14.0 MPa généralement), l'hydrocraquage (9.0-17.0 MPa le plus souvent), les procédés de traitement des charges lourdes en lit fixe (tel le procédé Hyvahl), ou les procédés de traitement des charges lourdes en lit bouillonnant (tel le procédé HOil).
De telles unités sont généralement présentes sur le site de la raffinerie et opèrent indépendamment les unes des autres, avec leur propre alimentation en hydrogène d'appoint (make-up) et leur propre boucle de recyclage de l'hydrogène.
On a maintenant trouvé que, en utilisant la purge moyenne pression de l'unité
d'hydrotraitement/hydroconversion à moyenne / haute pression (souvent appelée par la suite hydroconversion) pour alimenter l'unité d'hydrotraitement de distillat léger/
moyen, indépendante de l'unité d'hydroconversion, (souvent appelée par la suite hydrotraitement), on parvenait à réduire de façon drastique (jusqu'à 100%) les besoins nets en hydrogène d'appoint de l'hydrotraitement.
Cela implique que les conditions opératoires de l'hydroconversion permettent la récupération à la pression convenable d'un gaz riche en hydrogène, ce qui nécessite une modification du niveau de pression habituel au niveau du séparateur moyenne pression.
Typiquement, les unités d'hydroconversion (hydrocraquage par ex) opèrent avec des séparateurs dits "moyenne pression" dont la pression totale est de moins de 2.0 MPa et la purge moyenne pression est le plus souvent traitée comme fuel gaz, donc perdue.
3 Le procédé selon l'invention comprend donc une hydroconversion réalisée à une pression partielle d'hydrogène supérieure d'au moins 4MPa à la pression partielle d'hydrogène de l' hydrotraitement de distillat léger/ moyen procédé
d'hydroconversion utilisant une séparation à une moyenne pression pour délivrer un gaz riche en H2 à une pression d'au moins 2MPa, et allant jusqu'à 8.0 MPa, et le plus souvent de 2.2 à 8.0 MPa , généralement de 2.5 -5.OMPa.
Plus précisément, l'invention concerne un procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen , dont l'intervalle de distillation maximal de 95%pds de la charge est de 0-400 C, procédé opérant sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6.0 MPa et dont l'alimentation en hydrogène est assurée au moins en partie par un gaz riche en hydrogène obtenu à partir de séparation(s) à 2-8 MPa des gaz d'un effluent issu d'un procédé d'hydrotraitement/ hydroconversion qui est réalisé à une pression partielle d'hydrogène supérieure d' au moins 4.0 MPa à la pression partielle d'hydrogène dudit procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen.
En particulier, l'hydrotraitement de distillat léger/moyen est un hydrotraitement de naphta et/ou de kérosène et/ou de gazole qui opère sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6 .0 MPa.
Avantageusement, le procédé d'hydrotraitement/ hydroconversion est réalisé
sous une pression de 4.5-25 MPa, de préférence de 6-25MPa.
Comme mentionné précédemment, le procédé d'hydrotraitement / hydroconversion est choisi dans le groupe formé par un hydrotraitement sévère de coupe diesel à 4.5-12.0 MPa, un hydrocraquage doux de coupes VGO à 6.0-14.0 MPa , un hydrocraquage à 9.0-17.0 MPa , un procédé de traitement de charges lourdes en lit fixe ou un procédé de traitement de charges lourdes en lit bouillonnant.
Très avantageusement, l'hydrotraitement de distillat léger / moyen est un hydrotraitement de naphta et/ou de kérosène qui opère sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6.0 MPa, de préférence de 2-6 MPa, et le procédé
d'hydrotraitement / hydroconversion est un hydrocraquage réalisé sous 9.0-17.0 MPa .
d'hydroconversion utilisant une séparation à une moyenne pression pour délivrer un gaz riche en H2 à une pression d'au moins 2MPa, et allant jusqu'à 8.0 MPa, et le plus souvent de 2.2 à 8.0 MPa , généralement de 2.5 -5.OMPa.
Plus précisément, l'invention concerne un procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen , dont l'intervalle de distillation maximal de 95%pds de la charge est de 0-400 C, procédé opérant sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6.0 MPa et dont l'alimentation en hydrogène est assurée au moins en partie par un gaz riche en hydrogène obtenu à partir de séparation(s) à 2-8 MPa des gaz d'un effluent issu d'un procédé d'hydrotraitement/ hydroconversion qui est réalisé à une pression partielle d'hydrogène supérieure d' au moins 4.0 MPa à la pression partielle d'hydrogène dudit procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen.
En particulier, l'hydrotraitement de distillat léger/moyen est un hydrotraitement de naphta et/ou de kérosène et/ou de gazole qui opère sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6 .0 MPa.
Avantageusement, le procédé d'hydrotraitement/ hydroconversion est réalisé
sous une pression de 4.5-25 MPa, de préférence de 6-25MPa.
Comme mentionné précédemment, le procédé d'hydrotraitement / hydroconversion est choisi dans le groupe formé par un hydrotraitement sévère de coupe diesel à 4.5-12.0 MPa, un hydrocraquage doux de coupes VGO à 6.0-14.0 MPa , un hydrocraquage à 9.0-17.0 MPa , un procédé de traitement de charges lourdes en lit fixe ou un procédé de traitement de charges lourdes en lit bouillonnant.
Très avantageusement, l'hydrotraitement de distillat léger / moyen est un hydrotraitement de naphta et/ou de kérosène qui opère sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6.0 MPa, de préférence de 2-6 MPa, et le procédé
d'hydrotraitement / hydroconversion est un hydrocraquage réalisé sous 9.0-17.0 MPa .
4 Dans le cas préféré, l'hydrotraitement de distillat léger 1 moyen d'une part et d'hydrotraitement / hydroconversion d'autre part , possèdent leur propre boucle de recyclage de l'hydrogène avec compression, L'invention présente des avantages importants, notamment en terme de consommation en hydrogène d'appoint à l'hydrotraitement. Ces avantages sont particulièrement intéressants dans le cadre d'un procédé de cokage comprenant une unité d'hydrocraquage du gazole de coker et une unité d'hydrotraitement du naphta de coker.
La cokéfaction est un procédé permettant de valoriser les résidus lourds en distillats moyens (gazole, naphta, le kérosène étant généralement traité avec le naphta), et en produisant du coke.
Ce qui est appelé dans ce texte "gazole de coker" est en fait un VGO de coker (vacuum gasoil).
Ce gazole, généralement mélangé avec d'autres gazoles comme par exemple du gazole sous vide de distillation directe (SRVGO), est généralement hydrocraqué
avant d'être éventuellement hydrotraité; le naphta est directement hydrotraité
et est envoyé au reformage catalytique ou directement vers le stockage.
Le naphta de coker présente des teneurs élevées en azote (50-200ppm pds le plus souvent), en soufre (100-20000 ppm pds le plus souvent), également en oléfines (40-60% volume) et en aromatiques (15-25% volume). En conséquence, les conditions opératoires sont sévères afin de réaliser notamment une hydrodésulfuration et une hydrodéazotation profondes (teneur en soufre et en azote généralement de moins de 1.0 ppm pds ou de 0.5 ppm pds à obtenir), et il en résulte un appoint en hydrogène relativement important.
Le reformage (catalytique ou à la vapeur) est généralement le seul procédé
producteur d'hydrogène et permet d'assurer la marche des hydrotraitements et de l'hydrocraqueur.
Le gaz utilisé pour les hydrotraitements à basse / moyenne pression contient généralement 70-90% d'hydrogène alors que les unités haute pression, telle l'hydrocraquage, requièrent des puretés d'au moins 99%vol.
L'invention propose donc un moyen simple de gérer l'hydrogène au niveau de ces unités indépendantes, et ce faisant de réaliser des économies à un niveau inattendu.
On décrira plus en détail le procédé et l'installation selon l'invention à
partir du procédé de cokage ainsi que les résultats obtenus.
La cokéfaction est un procédé permettant de valoriser les résidus lourds en distillats moyens (gazole, naphta, le kérosène étant généralement traité avec le naphta), et en produisant du coke.
Ce qui est appelé dans ce texte "gazole de coker" est en fait un VGO de coker (vacuum gasoil).
Ce gazole, généralement mélangé avec d'autres gazoles comme par exemple du gazole sous vide de distillation directe (SRVGO), est généralement hydrocraqué
avant d'être éventuellement hydrotraité; le naphta est directement hydrotraité
et est envoyé au reformage catalytique ou directement vers le stockage.
Le naphta de coker présente des teneurs élevées en azote (50-200ppm pds le plus souvent), en soufre (100-20000 ppm pds le plus souvent), également en oléfines (40-60% volume) et en aromatiques (15-25% volume). En conséquence, les conditions opératoires sont sévères afin de réaliser notamment une hydrodésulfuration et une hydrodéazotation profondes (teneur en soufre et en azote généralement de moins de 1.0 ppm pds ou de 0.5 ppm pds à obtenir), et il en résulte un appoint en hydrogène relativement important.
Le reformage (catalytique ou à la vapeur) est généralement le seul procédé
producteur d'hydrogène et permet d'assurer la marche des hydrotraitements et de l'hydrocraqueur.
Le gaz utilisé pour les hydrotraitements à basse / moyenne pression contient généralement 70-90% d'hydrogène alors que les unités haute pression, telle l'hydrocraquage, requièrent des puretés d'au moins 99%vol.
L'invention propose donc un moyen simple de gérer l'hydrogène au niveau de ces unités indépendantes, et ce faisant de réaliser des économies à un niveau inattendu.
On décrira plus en détail le procédé et l'installation selon l'invention à
partir du procédé de cokage ainsi que les résultats obtenus.
5 Dans ce cadre, l'invention concerne un procédé d'hydrotraitement de naphta de coker faisant partie d'un procédé de cokage de résidus pétroliers produisant du coke, du naphta de coker et du gazole de coker, procédé dans lequel - ledit gazole, seul ou en mélange, est soumis à un hydrocraquage à une pression partielle en hydrogène de 9.0-17.0 MPa , les gaz sont séparés de l'effluent hydrocraqué dans un séparateur haute pression à 30-70 C et sous 12.0-25.0 MPa , puis dans un séparateur moyenne pression à 30-70 C et 2.0-
6.0 MPa , et l'effluent liquide est fractionné, - ledit naphta de coker est soumis à un hydrotraitement à 150-400 C et sous une pression partielle d'hydrogène de 2.0-6.OMPa - le gaz riche en hydrogène issu du séparateur moyenne pression est introduit dans l'hydrotraitement du naphta de coker.
Cette introduction est faite généralement en amont du compresseur de recycle ou éventuellement en aval du compresseur de recycle.
Typiquement, l'hydrotraitement du naphta de coker opère sous une pression partielle d'hydrogène de 2 à 6 MPa .
Généralement, à l'issue de l'hydrotraitement du naphta de coker, un gaz riche en hydrogène est séparé de l'effluent hydrotraité dans un séparateur , et est éventuellement soumis à un ou des traitement(s) de purification avant d'être comprimé , puis est recyclé dans l'hydrotraitement du naphta de coker.
Généralement, le traitement de purification comprend un lavage à l'eau et/ou un lavage à l'amine (aux amines). Selon l'invention, le traitement est réalisé
sur le gaz riche en hydrogène issu du séparateur moyenne pression de l'hydrocraquage et/ou sur le gaz riche en hydrogène séparé de l'effluent hydrotraité .
Généralement, l'effluent liquide issu de la séparation des gaz de l'effluent hydrotraité
est séparé (par exemple strippé) pour obtenir le naphta hydrotraité qui est envoyé au réformage catalytique. Le naphta obtenu selon l'invention présente des caractéristiques particulièrement bien adaptées au reformage catalytique. Dans certains cas, l'effluent hydrotraité peut être directement envoyé vers le fractionnement de l'hydrocraqueur.
Ainsi que cela a déjà été indiqué, l'hydrotraitement de naphta de coker d'une part et l'hydrocraquage d'autre part, possèdent leur propre boucle de recyclage de l'hydrogène avec compression. Avantageusement, l'hydrocraquage est alimenté
uniquement par de l'hydrogène d'appoint et par l'hydrogène recyclé à haute pression.
L'hydrotraitement de naphta de coker est alimenté par son hydrogène de recycle, par la purge de l'hydrocraqueur et si besoin, par de l'hydrogène d'appoint.
De préférence, les deux unités (où se déroule les procédés d'hydrotraitement de naphta de coker d'une part et d'hydrocraquage d'autre part) ont un système commun de fractionnement .
Avantageusement, ces deux unités ont un système commun de compression de l'hydrogène d'appoint.
L'invention sera décrite à partir de la figure 1.
Dans l'unité indépendante d'hydrotraitement de distillat léger / moyen (1) la charge arrive par la conduite (2), l'hydrogène d'appoint (make-up) par la conduite (3) et l'hydrogène de recycle par la conduite (4). La charge, l'hydrogène d'appoint et l'hydrogène de recycle sont mélangés avant d'entrer dans le réacteur (1).
La charge est un distillat léger / moyen ( naphta, kérosène et/ou gazole) dont l'intervalle d'ébullition maximal va en général de 0 à 400 C; de préférence c'est un naphta et encore plus avantageusement un naphta de coker.
"0 Elle peut provenir d'une source unique ou être un mélange, par exemple un naphta de coker mélangé à une charge externe qui est par exemple un naphta straight-run.
Cette introduction est faite généralement en amont du compresseur de recycle ou éventuellement en aval du compresseur de recycle.
Typiquement, l'hydrotraitement du naphta de coker opère sous une pression partielle d'hydrogène de 2 à 6 MPa .
Généralement, à l'issue de l'hydrotraitement du naphta de coker, un gaz riche en hydrogène est séparé de l'effluent hydrotraité dans un séparateur , et est éventuellement soumis à un ou des traitement(s) de purification avant d'être comprimé , puis est recyclé dans l'hydrotraitement du naphta de coker.
Généralement, le traitement de purification comprend un lavage à l'eau et/ou un lavage à l'amine (aux amines). Selon l'invention, le traitement est réalisé
sur le gaz riche en hydrogène issu du séparateur moyenne pression de l'hydrocraquage et/ou sur le gaz riche en hydrogène séparé de l'effluent hydrotraité .
Généralement, l'effluent liquide issu de la séparation des gaz de l'effluent hydrotraité
est séparé (par exemple strippé) pour obtenir le naphta hydrotraité qui est envoyé au réformage catalytique. Le naphta obtenu selon l'invention présente des caractéristiques particulièrement bien adaptées au reformage catalytique. Dans certains cas, l'effluent hydrotraité peut être directement envoyé vers le fractionnement de l'hydrocraqueur.
Ainsi que cela a déjà été indiqué, l'hydrotraitement de naphta de coker d'une part et l'hydrocraquage d'autre part, possèdent leur propre boucle de recyclage de l'hydrogène avec compression. Avantageusement, l'hydrocraquage est alimenté
uniquement par de l'hydrogène d'appoint et par l'hydrogène recyclé à haute pression.
L'hydrotraitement de naphta de coker est alimenté par son hydrogène de recycle, par la purge de l'hydrocraqueur et si besoin, par de l'hydrogène d'appoint.
De préférence, les deux unités (où se déroule les procédés d'hydrotraitement de naphta de coker d'une part et d'hydrocraquage d'autre part) ont un système commun de fractionnement .
Avantageusement, ces deux unités ont un système commun de compression de l'hydrogène d'appoint.
L'invention sera décrite à partir de la figure 1.
Dans l'unité indépendante d'hydrotraitement de distillat léger / moyen (1) la charge arrive par la conduite (2), l'hydrogène d'appoint (make-up) par la conduite (3) et l'hydrogène de recycle par la conduite (4). La charge, l'hydrogène d'appoint et l'hydrogène de recycle sont mélangés avant d'entrer dans le réacteur (1).
La charge est un distillat léger / moyen ( naphta, kérosène et/ou gazole) dont l'intervalle d'ébullition maximal va en général de 0 à 400 C; de préférence c'est un naphta et encore plus avantageusement un naphta de coker.
"0 Elle peut provenir d'une source unique ou être un mélange, par exemple un naphta de coker mélangé à une charge externe qui est par exemple un naphta straight-run.
7 Le réacteur (1) contient un catalyseur d'hydrotraitement ; les catalyseurs d'hydrotraitement sont largement décrits dans l'art antérieur.
Généralement, on utilise pour le naphta de coker un catalyseur contenant au moins un élément du groupe VIII (de préférence Co, Ni) et/ou au moins un élément du groupe VI (de préférence Mo,W) déposés sur un support amorphe. Un catalyseur préféré est NiMo/alumine.
Les conditions opératoires sont : 250-420 C (de préférence pour un naphta de 350 C),LHSV de 0.5 àl0 M. La pression partielle en hydrogène est de 0.5- 6.0 MPa, et de préférence pour un naphta (hors naphta de coker) elle est de 0.5-4MPa, et plus particulièrement elle est de 2-6 MPa dans le cas du naphta coker (seul ou en mélange en particulier avec du naphta straight-run), du kérosène ou du gazole.
Dans un procédé avantageux, avant d'être hydrotraité, le naphta de coker subit une hydrogénation sélective des dioléfines.
L'effluent hydrotraité qui sort du réacteur par la conduite (5) est refroidi puis séparé
dans un séparateur (6) après éventuel lavage à l'eau (laveur 7). L'effluent liquide obtenu est envoyé par la conduite (8) dans un train de séparation (9) comportant généralement un strippeur et éventuellement une colonne de distillation. Sur la figure , ce train est constitué d'un strippeur. Il est obtenu le naphta hydrotraité
(conduite 10) qui présente les caractéristiques nécessaires pour être envoyé
au réformage catalytique.
Dans certains cas, la train de séparation peut être commune aux deux unités conduisant à une réduction du coût.
Le gaz riche en hydrogène (conduite 11) séparé au niveau du séparateur (6) entre dans la boucle de recyclage de l'unité d'hydrotraitement de distillat léger /
moyen où il subit éventuellement un ou des traitement(s) de purification (12) , qui sont généralement un lavage à l'amine (ou aux amines). Ce sont des procédés connus décrits dans la littérature. Le gaz est généralement comprimé (compresseur 13 sur la figure), avant ou après le lavage (en particulier avant ou après le lavage amine(s)) et recyclé (conduite 4) à l'unité d'hydrotraitement de distillat léger / moyen.
Généralement, on utilise pour le naphta de coker un catalyseur contenant au moins un élément du groupe VIII (de préférence Co, Ni) et/ou au moins un élément du groupe VI (de préférence Mo,W) déposés sur un support amorphe. Un catalyseur préféré est NiMo/alumine.
Les conditions opératoires sont : 250-420 C (de préférence pour un naphta de 350 C),LHSV de 0.5 àl0 M. La pression partielle en hydrogène est de 0.5- 6.0 MPa, et de préférence pour un naphta (hors naphta de coker) elle est de 0.5-4MPa, et plus particulièrement elle est de 2-6 MPa dans le cas du naphta coker (seul ou en mélange en particulier avec du naphta straight-run), du kérosène ou du gazole.
Dans un procédé avantageux, avant d'être hydrotraité, le naphta de coker subit une hydrogénation sélective des dioléfines.
L'effluent hydrotraité qui sort du réacteur par la conduite (5) est refroidi puis séparé
dans un séparateur (6) après éventuel lavage à l'eau (laveur 7). L'effluent liquide obtenu est envoyé par la conduite (8) dans un train de séparation (9) comportant généralement un strippeur et éventuellement une colonne de distillation. Sur la figure , ce train est constitué d'un strippeur. Il est obtenu le naphta hydrotraité
(conduite 10) qui présente les caractéristiques nécessaires pour être envoyé
au réformage catalytique.
Dans certains cas, la train de séparation peut être commune aux deux unités conduisant à une réduction du coût.
Le gaz riche en hydrogène (conduite 11) séparé au niveau du séparateur (6) entre dans la boucle de recyclage de l'unité d'hydrotraitement de distillat léger /
moyen où il subit éventuellement un ou des traitement(s) de purification (12) , qui sont généralement un lavage à l'amine (ou aux amines). Ce sont des procédés connus décrits dans la littérature. Le gaz est généralement comprimé (compresseur 13 sur la figure), avant ou après le lavage (en particulier avant ou après le lavage amine(s)) et recyclé (conduite 4) à l'unité d'hydrotraitement de distillat léger / moyen.
8 Dans l'unité indépendante d'hydrotraitement / hydroconversion (21) la charge arrive par la conduite (22) , l'hydrogène d'appoint (make-up) comprimé (compresseur 42) arrive par la conduite (23) et l'hydrogène de recycle par la conduite (24). La charge, l'hydrogène d'appoint et l'hydrogène de recycle sont mélangés avant d'entrer dans le réacteur (21).
La charge est une charge lourde dont l'intervalle d'ébullition va en général de 150 C
à 800 C.
Ce sont en général des gazoles de distillation sous vide (VGO), issus de la distillation de brut ou de procédés de conversion, par ex issu du procédé de cokage (gazole de coker) . Elle peut provenir d'une source unique ou être un mélange, par exemple un gazole de coker mélangé à une charge externe qui est par exemple un gazole straight-run.
Le réacteur (21) contient un catalyseur d'hydrotraitement et/ou d'hydroconversion;
les catalyseurs d'hydrotraitement et d'hydroconversion sont largement décrits dans l'art antérieur.
Généralement, on utilise pour le gazole de coker un catalyseur contenant au moins un élément du groupe VIII (de préférence Co, Ni) et/ou au moins un élément du groupe VI (de préférence Mo,W) déposés sur un support amorphe acide (tel que silice-alumine) ou zéolitique. Un catalyseur préféré est NiMo/Y-alumine, CoMo/Y-alumine, NiMo/silice-alumine, CoMo/silice-alumine, NiW/silice-alumine, ou encore les composites de type GVIII/GVIB supporté sur (silice-alumine+zéolite Y).
La pression partielle hydrogène est supérieure d'au moins 4MPa à la pression partielle hydrogène de l'hydrotraitement en distillat moyen (réacteur 1). Les pressions associées aux divers procédés d'hydrotraitement/hydroconversion ont été
décrites précédemment.
Les pressions de réaction et la séparation moyenne pression (décrite ci-après) sont déterminées de façon à ce que la séparation moyenne pression (décrit ci-après) produise un gaz riche en hydrogène en quantité optimale avec une pureté de '70% -
La charge est une charge lourde dont l'intervalle d'ébullition va en général de 150 C
à 800 C.
Ce sont en général des gazoles de distillation sous vide (VGO), issus de la distillation de brut ou de procédés de conversion, par ex issu du procédé de cokage (gazole de coker) . Elle peut provenir d'une source unique ou être un mélange, par exemple un gazole de coker mélangé à une charge externe qui est par exemple un gazole straight-run.
Le réacteur (21) contient un catalyseur d'hydrotraitement et/ou d'hydroconversion;
les catalyseurs d'hydrotraitement et d'hydroconversion sont largement décrits dans l'art antérieur.
Généralement, on utilise pour le gazole de coker un catalyseur contenant au moins un élément du groupe VIII (de préférence Co, Ni) et/ou au moins un élément du groupe VI (de préférence Mo,W) déposés sur un support amorphe acide (tel que silice-alumine) ou zéolitique. Un catalyseur préféré est NiMo/Y-alumine, CoMo/Y-alumine, NiMo/silice-alumine, CoMo/silice-alumine, NiW/silice-alumine, ou encore les composites de type GVIII/GVIB supporté sur (silice-alumine+zéolite Y).
La pression partielle hydrogène est supérieure d'au moins 4MPa à la pression partielle hydrogène de l'hydrotraitement en distillat moyen (réacteur 1). Les pressions associées aux divers procédés d'hydrotraitement/hydroconversion ont été
décrites précédemment.
Les pressions de réaction et la séparation moyenne pression (décrite ci-après) sont déterminées de façon à ce que la séparation moyenne pression (décrit ci-après) produise un gaz riche en hydrogène en quantité optimale avec une pureté de '70% -
9 99% pour l'unité d'hydrotraitement de distillat moyen. La séparation moyenne pression est ainsi effectuée à 2-8MPa.
L'effluent hydroconverti (hydrocraqué dans le cas où l'unité est un hydrocraqueur) qui sort du réacteur par la conduite (25) est séparé d'un gaz riche en hydrogène (conduite 36) dans un séparateur haute pression (26) après éventuel lavage à
l'eau (laveur 27). L'effluent liquide obtenu est envoyé par la conduite (28) dans un séparateur moyenne pression (29) où l'eau liquide (conduite 30) et un gaz riche en hydrogène (conduite 31) sont séparés, et l'effluent liquide obtenu est envoyé
(conduite 32) dans un train de séparation (33) comportant généralement un strippeur et de une ou plusieurs colonnes de distillation. Il est obtenu des distillats moyens (par ex naphta dans la conduite 34, gazole dans la conduite 35) qui sont éventuellement hydrotraités avant d'être envoyés au pool carburant correspondant.
Le gaz riche en hydrogène (conduite 36) séparé au niveau du séparateur (26) entre dans la boucle de recyclage de l'unité d'hydroconversion où il subit éventuellement un ou des traitement(s) de purification (37) , qui est généralement un lavage à
l'amine (ou aux amines). Ce sont des procédés connus décrits dans la littérature. Le gaz est si besoin comprimé (compresseur 38 sur la figure) , avant ou après le lavage (en particulier avant ou après le lavage amine(s)) et recyclé (conduite 24) à
l'unité
d'hydroconversion.
Le gaz riche en hydrogène séparé (conduite 31) au niveau du séparateur moyenne pression (29) est envoyé dans la boucle de recyclage (conduite 11) de l'unité
d'hydrotraitement de distillat moyen (conduite 39 en amont du compresseur 13, ou conduite 41 en aval du compresseur 13) et/ou par la conduite (40) dans l'effluent hydrotraité (conduite 5).
Avantageusement, l'introduction a lieu directement sans traitement préalable, ce(s) traitement(s) pouvant être effectués sur l'unité indépendante d'hydrotraitement de distillat moyen qui possèdent, si nécessaire, les équipements appropriés pour le(s) traitement(s) de purification.
Ainsi, lorsque ledit gaz riche en hydrogène est injecté dans l'effluent hydrotraité, il est avantageux de le faire au niveau du laveur (7) pour qu'il subisse le lavage à
l'eau, lorsqu'il existe. Ainsi, lorsque ledit gaz est introduit dans la boucle de recyclage hydrogène de l'unité hydrotraitement de distillat moyen, c'est avantageusement 5 avant le traitement de purification (12) lorsqu'il existe.
Avantageusement, l'introduction a lieu directement sans compression préalable, le niveau de pression de la conduite 31 étant ajusté en conséquence.
L'effluent hydroconverti (hydrocraqué dans le cas où l'unité est un hydrocraqueur) qui sort du réacteur par la conduite (25) est séparé d'un gaz riche en hydrogène (conduite 36) dans un séparateur haute pression (26) après éventuel lavage à
l'eau (laveur 27). L'effluent liquide obtenu est envoyé par la conduite (28) dans un séparateur moyenne pression (29) où l'eau liquide (conduite 30) et un gaz riche en hydrogène (conduite 31) sont séparés, et l'effluent liquide obtenu est envoyé
(conduite 32) dans un train de séparation (33) comportant généralement un strippeur et de une ou plusieurs colonnes de distillation. Il est obtenu des distillats moyens (par ex naphta dans la conduite 34, gazole dans la conduite 35) qui sont éventuellement hydrotraités avant d'être envoyés au pool carburant correspondant.
Le gaz riche en hydrogène (conduite 36) séparé au niveau du séparateur (26) entre dans la boucle de recyclage de l'unité d'hydroconversion où il subit éventuellement un ou des traitement(s) de purification (37) , qui est généralement un lavage à
l'amine (ou aux amines). Ce sont des procédés connus décrits dans la littérature. Le gaz est si besoin comprimé (compresseur 38 sur la figure) , avant ou après le lavage (en particulier avant ou après le lavage amine(s)) et recyclé (conduite 24) à
l'unité
d'hydroconversion.
Le gaz riche en hydrogène séparé (conduite 31) au niveau du séparateur moyenne pression (29) est envoyé dans la boucle de recyclage (conduite 11) de l'unité
d'hydrotraitement de distillat moyen (conduite 39 en amont du compresseur 13, ou conduite 41 en aval du compresseur 13) et/ou par la conduite (40) dans l'effluent hydrotraité (conduite 5).
Avantageusement, l'introduction a lieu directement sans traitement préalable, ce(s) traitement(s) pouvant être effectués sur l'unité indépendante d'hydrotraitement de distillat moyen qui possèdent, si nécessaire, les équipements appropriés pour le(s) traitement(s) de purification.
Ainsi, lorsque ledit gaz riche en hydrogène est injecté dans l'effluent hydrotraité, il est avantageux de le faire au niveau du laveur (7) pour qu'il subisse le lavage à
l'eau, lorsqu'il existe. Ainsi, lorsque ledit gaz est introduit dans la boucle de recyclage hydrogène de l'unité hydrotraitement de distillat moyen, c'est avantageusement 5 avant le traitement de purification (12) lorsqu'il existe.
Avantageusement, l'introduction a lieu directement sans compression préalable, le niveau de pression de la conduite 31 étant ajusté en conséquence.
10 Par ailleurs, on peut également ne prévoir qu'un seul train de séparation (par ex pas de strippeur sur l'hydrotraitement de distillat moyen, en particulier de naphta de coker mais transfert de l'effluent liquide de la conduite (8) vers le strippeur du train de séparation (33) de l'effluent liquide issu de l'hydroconversion) ou une partie commune du train (par ex colonne de distillation commune, strippeurs séparés) pour les 2 unités indépendantes.
Par ailleurs, il est avantageux d'utiliser le premier étage du compresseur de l'hydrogène d'appoint de l'unité haute pression (hydrocraqueur du gazole decoker par ex) pour compléter, si besoin, la demande en hydrogène de l'hydrotraitement de distillat léger / moyen (en particulier du naphta de coker).
Ainsi, ce procédé simple à mettre en oeuvre, notamment sur les installations existantes, offre une solution pour améliorer la gestion de l'hydrogène sur le site de la raffinerie. Il permet des gains notables en hydrogène d'appoint (jusqu'à
100%) au niveau de l'hydrotraitement de distillat léger / moyen et une meilleure utilisation de l'hydrogène de l'unité haute pression.
De plus, tout en permettant le fonctionnement indépendant des unités, le procédé
permet l'utiliser le compresseur de make-up de l'unité moyenne / haute pression pour assurer l'appoint en hydrogène de l'unité basse / moyenne pression si besoin.
Il s'avère donc économiquement intéressant, d'autant plus qu'il n'exige pas d'investissement coûteux (pas de compresseur supplémentaire).
Par ailleurs, il est avantageux d'utiliser le premier étage du compresseur de l'hydrogène d'appoint de l'unité haute pression (hydrocraqueur du gazole decoker par ex) pour compléter, si besoin, la demande en hydrogène de l'hydrotraitement de distillat léger / moyen (en particulier du naphta de coker).
Ainsi, ce procédé simple à mettre en oeuvre, notamment sur les installations existantes, offre une solution pour améliorer la gestion de l'hydrogène sur le site de la raffinerie. Il permet des gains notables en hydrogène d'appoint (jusqu'à
100%) au niveau de l'hydrotraitement de distillat léger / moyen et une meilleure utilisation de l'hydrogène de l'unité haute pression.
De plus, tout en permettant le fonctionnement indépendant des unités, le procédé
permet l'utiliser le compresseur de make-up de l'unité moyenne / haute pression pour assurer l'appoint en hydrogène de l'unité basse / moyenne pression si besoin.
Il s'avère donc économiquement intéressant, d'autant plus qu'il n'exige pas d'investissement coûteux (pas de compresseur supplémentaire).
11 La flexibilité des unités indépendantes est conservée: il est possible d'opérer l'unité à
haute pression avec l'unité d'hydrotraitement à l'arrêt et inversement il est possible d'opérer l'unité d'hydrotraitement avec l'unité à haute pression avec à
l'arrêt.
haute pression avec l'unité d'hydrotraitement à l'arrêt et inversement il est possible d'opérer l'unité d'hydrotraitement avec l'unité à haute pression avec à
l'arrêt.
Claims (14)
1- Procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen , dont l'intervalle de distillation maximal de 95% pds de la charge est de 0-400°, procédé
opérant sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6.0 MPa et dont l'alimentation en hydrogène est assurée au moins en partie par un gaz riche en hydrogène obtenu à partir de séparation(s) à 2-8 MPa des gaz d'un effluent issu d'un procédé
d'hydrotraitement/ hydroconversion qui est réalisé à une pression partielle d'hydrogène supérieure d' au moins 4.0 MPa à la pression partielle d'hydrogène dudit procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen.
opérant sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6.0 MPa et dont l'alimentation en hydrogène est assurée au moins en partie par un gaz riche en hydrogène obtenu à partir de séparation(s) à 2-8 MPa des gaz d'un effluent issu d'un procédé
d'hydrotraitement/ hydroconversion qui est réalisé à une pression partielle d'hydrogène supérieure d' au moins 4.0 MPa à la pression partielle d'hydrogène dudit procédé d'hydrotraitement de distillat léger/moyen.
2- Procédé selon la revendication 1 dans lequel l'hydrotraitement de distillat léger / moyen est un hydrotraitement de naphta et/ou de kérosène et/ou de gazole qui opère sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6 MPa.
3- Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2 dans lequel le procédé
d'hydrotraitement/ hydroconversion est réalisé sous une pression de 4.5-25 MPa, de préférence de 6-25 MPa.
d'hydrotraitement/ hydroconversion est réalisé sous une pression de 4.5-25 MPa, de préférence de 6-25 MPa.
4- Procédé selon la revendication 1 ou 2 dans lequel le procédé
d'hydrotraitement / hydroconversion est choisi dans le groupe formé par un hydrotraitement sévère de coupe diesel à 4.5-12.0 Mpa, un hydrocraquage doux de coupes VGO à 6.0-14.0 MPa , un hydrocraquage à 9.0-17.0 MPa , un procédé de traitement de charges lourdes en lit fixe ou un procédé de traitement de charges lourdes en lit bouillonnant.
d'hydrotraitement / hydroconversion est choisi dans le groupe formé par un hydrotraitement sévère de coupe diesel à 4.5-12.0 Mpa, un hydrocraquage doux de coupes VGO à 6.0-14.0 MPa , un hydrocraquage à 9.0-17.0 MPa , un procédé de traitement de charges lourdes en lit fixe ou un procédé de traitement de charges lourdes en lit bouillonnant.
5- Procédé selon la revendication 1 dans lequel l'hydrotraitement de distillat léger / moyen est un hydrotraitement de naphta et/ou de kérosène qui opère sous une pression partielle d'hydrogène de 0.5-6 MPa, de préférence de 2-6 MPa, et le procédé d'hydrotraitement / hydroconversion est un hydrocraquage réalisé
sous 9.0-17.0 MPa.
sous 9.0-17.0 MPa.
6- Procédé selon l'une des revendications 1 ou 5 dans lequel l'hydrotraitement du naphta , qui n'est pas un naphta de coker, opère sous une pression partielle d'hydrogène de 0 5 - 4.OMPa.
7- Procédé selon l'une des revendications 1 ou 5 dans lequel l'hydrotraitement de distillat léger / moyen d'une part et d'hydrotraitement / hydroconversion d'autre part , possèdent leur propre boucle de recyclage de l'hydrogène avec compression.
8- Procédé selon l'une des revendications 1 ou 5 dans lequel la (les) séparation(s) ont lieu entre 2.2 et 8 MPa, et de préférence entre 2.5 et 5 MPa.
9- Procédé d'hydrotraitement de naphta de coker selon l'une des revendications 1 à 7, faisant partie d'un procédé de cokage de résidus pétroliers produisant du coke , du naphta de coker et du gazole de coker, procédé dans lequel - ledit gazole est soumis à un hydrocraquage à une pression partielle en hydrogène de 9.0-17.0 MPa , les gaz sont séparés de l'effluent hydrocraqué
dans un séparateur haute pression à 30-70°C et sous 12.0 -25.0 MPa , puis dans un séparateur moyenne pression à 30-70°C et 2.0-8.0 MPa , l'effluent liquide est fractionné, - ledit naphta de coker est soumis à un hydrotraitement à 150-400°C et sous une pression partielle d'hydrogène de 2.0-6 OMPa - le gaz riche en hydrogène issu du séparateur moyenne pression est introduit dans l'hydrotraitement du naphta de coker.
dans un séparateur haute pression à 30-70°C et sous 12.0 -25.0 MPa , puis dans un séparateur moyenne pression à 30-70°C et 2.0-8.0 MPa , l'effluent liquide est fractionné, - ledit naphta de coker est soumis à un hydrotraitement à 150-400°C et sous une pression partielle d'hydrogène de 2.0-6 OMPa - le gaz riche en hydrogène issu du séparateur moyenne pression est introduit dans l'hydrotraitement du naphta de coker.
10- Procédé selon l'une des revendications 8 ou 9 dans lequel à l'issue de l'hydrotraitement du naphta de coker, un gaz riche en hydrogène est séparé de l'effluent hydrotraité dans un séparateur , et est éventuellement soumis à un ou des traitement(s) de purification avant d'être éventuellement comprimé , puis est recyclé dans l'hydrotraitement du naphta de coker.
11- Procédé selon la revendication 8 ou 9 dans lequel à l'issue de l'hydrotraitement du naphta de coker, un gaz riche en hydrogène est séparé de l'effluent hydrotraité dans un séparateur , et est éventuellement soumis à un ou des traitement(s) de purification avant d'être éventuellement comprimé , et est recyclé dans l'hydrotraitement du naphta de coker, ledit traitement de purification comprend un lavage à l'eau et/ou un lavage à l'amine (aux amines), et le traitement est réalisé sur le gaz riche en hydrogène issu du séparateur moyenne pression de l'hydrocraquage et/ou sur le gaz riche en hydrogène séparé de l'effluent hydrotraité.
12- Procédé selon la revendication 8 dans lequel l'hydrotraitement de naphta de coker d'une part et l'hydrocraquage d'autre part, possèdent leur propre boucle de recyclage de l'hydrogène avec compression.
13- Procédé selon l'une des revendications 8 ou 9 où les effluents des procédés d'hydrotraitement de naphta de coker et hydrocraquage ont un système commun de fractionnement.
14- Procédé selon l'une des revendications 8 ou 9 où les procédés d'hydrotraitement de naphta de coker et d'hydrotraitement/ hydrocraquage ont un système commun de compression de l'hydrogène d'appoint.
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