PROCéDé D'HYDROCRAQUAGE DOUX INCLUANT UNE DILUTION DE LA CHARGE

Domaine de l'invention

La présente invention se situe dans le domaine technique du craquage des charges d'hydrocarbures. Plus particulièrement, l'invention concerne un procédé dans lequel on dilue une coupe distillât sous-vide ou une huile désasphaltée ou bien un mélange de ces deux fractions, par une coupe plus légère, par exemple de type gazole, avant son traitement en hydrocraquage doux, cette étape d'hydrocraquage doux étant préalable au traitement par FCC.

Art antérieur

L'hydrocraquage doux se révèle être une application particulièrement intéressante en prétraitement de FCC. Il est en effet bien connu que la teneur en soufre dans les essences de FCC ainsi que les émissions de NO _x et de SO _x sont notablement réduites lorsqu'un hydrotraitement est mis en œuvre en amont du FCC.

La réduction de la teneur en soufre des essences de FCC est primordiale puisqu'elles constituent une large part du pool essence d'une raffinerie. De plus, la sévérisation des normes, d'ores et déjà entrées en vigueur en 2005 , concernant la qualité des carburants impose de s'orienter vers des schémas innovants permettant, entres autres, d'atteindre des teneurs en soufre inférieures à 10 ppm dans les essences et dans les gazoles (spécifications pour l'Europe). Outre la teneur en soufre, il est également important de réduire les teneurs en azote, en aromatiques et en polyaromatiques.

Différents procédés d'hydrodésulfuration sont bien connus et l'hydrocraquage doux s'applique au traitement de charges de type distillât sous vide (DSV sous forme abrégée) ou VGO (correspondant au terme anglaisVacuum Gas OiI) ainsi qu'aux huiles désasphaltées (DAO). Ces charges contiennent des teneurs élevées en soufre et en composés azotés, dont parmi eux, des composés naturels polaires.

Le brevet US 6 248 230 propose d'éliminer les composés naturels polaires d'une fraction d'hydrocarbures dont l'intervalle de distillation se situe dans la plage 110°C-560°C, avant le traitement catalytique, ces composés ayant un effet néfaste sur les réactions de désulfuration.

Les techniques mises en œuvre pour leur élimination sont l'adsorption et l'extraction au solvant.

Le brevet FR 2 864 103 de la demanderesse décrit un procédé dans lequel la charge hydrocarbonée, dont au moins 80% des composés ont un point d'ébullition supérieur ou égal à 34O ⁰ C, est soumise à une extraction sélective des résines, préalablement au craquage de cette charge. Selon ce procédé, les résines ont un caractère polaire et sont principalement constituées de composés naphténo-aromatiques condensés, de composés contenant du soufre, de l'azote, de l'oxygène, et éventuellement des métaux tels que du nickel et du vanadium.

La demande de brevet FR 2 830 870 de la demanderesse divulgue un procédé amélioré d'hydrocraquage en une étape, de charges hydrocarbonées contenant des teneurs élevées en azote. L'amélioration porte sur la mise en œuvre d'une séparation partielle de l'ammoniac, par exemple par un flash chaud, entre la zone d'hydroraffinage et la zone d'hydrocraquage. Pour cette application, le composé néfaste est l'azote et celui-ci est éliminé en phase gazeuse sous forme d'ammoniac, ce qui permet d'opérer dans des conditions moins sévères au niveau du deuxième réacteur.

L'art antérieur divulgue donc essentiellement des procédés pour lesquels les composés néfastes à la réaction d'hydrodésulfuration sont extraits préalablement à la zone réactionnelle par un mode de séparation physique, par exemple par adsorption, par extraction au solvant ou par un flash. Ces méthodes sont coûteuses puisqu'elles nécessitent des équipements spécifiques.

Les inventeurs ont donc recherché un procédé plus économique.

Selon la présente invention, il a été trouvé que le fait de traiter en mélange la charge conventionnelle du procédé de pré-traitement de FCC (distillât sous vide ou DAO) avec une fraction hydrocarbonée plus légère, de préférence une coupe gazole, permettait d'obtenir de meilleures performances pour ledit procédé, c'est à dire l'hydrocraquage doux. Ces performances sont principalement évaluées en terme d'efficacité de désulfuration et d'hydrogénation de Peffluent de l'hydrocraquage doux.

Description détaillée de l'invention

Plus précisément, l'invention décrit un procédé de pré-traitement de FCC par hydrocraquage doux d'une charge hydrocarbonée comprenant une coupe distillât sous vide ou une huile désasphaltée ou bien un mélange de ces deux fractions pour produire du gazole et un effluent ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320 ⁰ C, ledit effluent (charge de FCC) étant ensuite soumis à un craquage catalytique. La charge comprend également une coupe plus légère d'hydrocarbures, cette charge dite plus légère étant définie en ce qu'au moins 50 % poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout au dessus de 200°C au sens de la distillation simulée selon la norme ASTM D2887. Une charge très intéressante est une charge de type gazole présentant une température T ₅ comprise entre 190 et 210°C (c'est à dire pour laquelle 5% poids de ladite charge bout en dessous de cette température), et une température T ₉₅ comprise entre 380 et 420 ⁰ C (c'est à dire pour laquelle 95% poids de ladite charge bout en dessous de cette température).

La coupe distillât sous vide est un distillât sous vide issu de la distillation directe du brut ou d'un procédé de conversion tel que la cokéfaction, la viscoréduction, le FCC, le procédé Hyvahl de la demanderesse, ou encore tout mélange des effluents des procédés précédemment cités. La liste ci-dessus n'est pas limitative.

L'huile désasphaltée provient d'une unité de désasphaltage. Le plus souvent, le résidu de la distillation sous vide (résidu sous vide) est désasphalté, et ledit résidu désasphalté constitue l'huile désasphaltée.

La coupe distillât sous vide ou l'huile désasphaltée, ou bien encore un mélange de ces deux fractions entre dans la composition de la charge dite principale pour laquelle 85 % poids au moins bout au dessus de 375 ⁰ C, de préférence au moins 90%. Au moins 95 % poids de ladite charge bout en dessous de 650 ⁰ C au sens de la distillation simulée ASTM D2887.

La teneur en soufre de la charge principale est généralement comprise entre 0.3% et 4% poids et de préférence entre 0.4% et 3.5% poids.

La teneur totale en azote de la charge principale est généralement comprise entre 400 et 5000 ppm et de préférence entre 500 et 4000 ppm poids.

La teneur en azote basique de la charge principale est généralement comprise entre 200 et 2000 ppm et de préférence entre 250 et 1500 ppm poids.

La teneur en aromatiques de la charge principale est généralement comprise entre 10 et 90 % poids et de préférence entre 40 et 80 % poids.

La teneur en hydrogène de la charge principale est généralement comprise entre 10 et 14 % poids et de préférence entre 10.5 et 13% poids.

La coupe plus légère, dite charge secondaire, est définie en ce que 50 % poids au moins de ladite coupe bout en dessous de 375 ⁰ C et 80 % au moins de ladite coupe bout au dessus de 200°C. Généralement, la coupe plus légère est une coupe gazole.

La teneur en soufre de la charge secondaire est généralement comprise entre 0.05 et 3.0 % poids et de préférence entre 0.1 et 2.0 % poids.

La teneur totale en azote de la charge secondaire est généralement comprise entre 10 et 2000 ppm et de préférence entre 10 et 400 ppm poids.

La teneur en azote basique de la charge secondaire est généralement comprise entre 5 et 1000 ppm et de préférence entre 10 et 200 ppm poids.

La teneur en aromatiques de la charge secondaire est généralement comprise entre 10 et 90 % poids et de préférence entre 15 et 40 % poids.

La charge secondaire peut être avantageusement une fraction du gazole obtenu lors de la distillation atmosphérique dont est issu le distillât sous vide, une fraction du gazole produit par l'unité de craquage catalytique (coupe gazole LCO du FCC) ou toute autre coupe gazole provenant d'un procédé de conversion, par exemple un procédé de cokéfaction, de conversion

de résidu en lit fixe ou en lit bouillonnant, d'hydrocraquage de distillais sous vide en lit fixe ou en lit bouillonnant, ainsi que tout mélange des précédentes coupes. De façon préférée, la fraction gazole est constituée de la fraction lourde du gazole de distillation directe.

La coupe plus légère, ou charge secondaire, constitue jusqu'à 50% poids de la charge totale composée de la charge principale et de la charge secondaire, de préférence 5 % à 50 % poids, et encore de préférence de 5 % à 40 % poids.

Ladite coupe plus légère est de préférence exempte d'hydrogène gazeux dissout.

Etant données ces proportions, la charge totale résultant de la combinaison des deux charges contient entre 0.15 et 4.0 % poids de soufre, de préférence entre 0.25 et 3.5 % poids; entre 200 et 4000 ppm poids d'azote total, de préférence entre 250 et 2000 ppm poids; entre 100 et 2000 ppm poids d'azote basique, de préférence entre 150 et 1500 ppm poids et entre 10 et 90 % poids d'aromatiques, de préférence entre 25 et 80 % poids.

Pour la charge totale, au moins 5% poids de ladite charge bout en dessous de 375°C, et au moins 80% poids de ladite charge bout en dessous de 650 ⁰ C, et de préférence au moins 10 % poids bout en dessous de 375°C et au moins 90 % bout en dessous de 65O ⁰ C.

Les travaux de recherche effectuées par le demandeur l'ont conduit à découvrir que, de façon surprenante, le fait de diluer dans certaines proportions la charge conventionnelle du procédé de pré-traitement de FCC, conduit à de bien meilleures performances du procédé de prétraitement de la charge de FCC.

Ces meilleures performances en pré-traitement se répercutent au niveau du FCC lui-même puisqu'il est ainsi obtenu des produits à plus faible teneur en soufre à la sortie du FCC.

La dilution réalisée en amont du procédé de pré-traitement de FCC a pour effet d'abaisser la concentration en composés inhibiteurs des réactions d'hydrotraitement (hydrodésulfuration, hydrodésazotation, hydrogénation des aromatiques, craquage), tels que l'azote, l'azote basique, et, les aromatiques de la charge principale. Certains composés ayant un caractère

basique (par exemple l'azote basique) sont bien connus pour réduire l'activité craquante des catalyseurs acides tels que les silices-alumines ou les zéolithes.

La dilution a également pour effet de réduire la concentration en réactifs, i.e le soufre, l' azote, les aromatiques et la fraction craquable de la charge, par exemple les composés bouillant au dessus de 375°C. A l'opposé de l'effet de la diminution en composés inhibiteurs, l'effet de la diminution en réactifs est de réduire la vitesse des réactions d' hydrotraitement.

Les travaux de recherche effectués par le demandeur l'ont conduit à découvrir qu'une dilution effectuée, selon certaines proportions déterminées dans cette invention, en amont du procédé de pré-traitement de FCC, a un effet global positif sur la vitesse des réactions d'hydrotraitement.

Autrement dit, de façon surprenante, l'effet positif de la déconcentration des composés inhibiteurs sur la vitesse des réactions, induit par la dilution, est prépondérant par rapport à l'effet négatif de la déconcentration des réactifs.

Un autre avantage du procédé est d'améliorer les propriétés de la coupe gazole sortant du procédé de pré-traitement de FCC (après une étape de séparation coupe gazole/charge de

FCC), en outre en termes de teneur en soufre, de densité (mesurée à 15°C) et d'indice de cétane.

Typiquement, si la dilution n'est pas réalisée, le gazole sortant du procédé de pré-traitement de FCC présente les caractéristiques suivantes : D ₁₅ : 0.875-0.890 ; teneur en soufre : 50-500 ppm poids; indice de cétane : 32-40.

En mettant en œuvre la dilution selon l'invention, ces mêmes caractéristiques rentrent dans les plages suivantes : D ₁₅ : 0.845-0.855, teneur en soufre : 5-200 ppm poids, indice de cétane : 48-

52.

Ainsi, moyennant un hydrotraitement ultérieur dans des conditions opératoires modérées, un gazole répondant aux spécifications actuelles pourrait être obtenu.

L'addition de la charge secondaire à la charge principale a également des conséquences sur le temps de contact de la charge totale avec le catalyseur.

En terme d'opération du réacteur de pré-traitement de FCC, on peut envisager plusieurs possibilités, par exemple conserver le même débit de charge totale ou bien conserver le même débit de DSV. Dans le premier cas, le flux hydraulique est maintenu constant, ce qui revient à dire que le temps de contact charge/catalyseur est également maintenu constant, alors que dans le second cas, le temps de contact est diminué proportionnellement au facteur de dilution.

De façon surprenante, les travaux de recherche effectués par le demandeur l'ont conduit à découvrir que, dans certaines proportions déterminées par la présente invention, l'addition d'une coupe légère réalisée en amont du procédé de pré-traitement de FCC présente un effet globalement positif en augmentant la vitesse des réactions d'hydrotraitement, l'effet de déconcentration des inhibiteurs étant supérieur à ceux combinés de la réduction du temps de contact et de la déconcentration des réactifs. Cet effet positif de la dilution peut se traduire, de manière avantageuse, soit par une quantité de catalyseur mise en œuvre plus faible tout en obtenant des performances identiques au niveau du pré-traitement de la charge de FCC en l'absence de dilution, soit par des performances améliorées de pré-traitement de la charge en conservant la même quantité de catalyseur mise en œuvre.

Description du procédé de pré-traitement de FCC

Le mélange de la charge principale et de la charge secondaire telles que décrites précédemment est traité par le procédé de pré-traitement de FCC (ou hydrocraquage doux) bien connu de l'homme du métier. L'hydrogène est apporté en phase gazeuse au niveau du réacteur par une conduite différente de celle de la charge.

On opère habituellement sous une pression absolue de 2 à 12 MPa ₅ souvent de 2 à 10 MPa et le plus souvent de 4 à 9 MPa ou de 3 à 7 MPa à une température comprise entre 300 et 500°C, et de préférence comprise entre 350 et 450°C.

La vitesse spatiale horaire (VVH) et la pression partielle d'hydrogène sont choisies en fonction des caractéristiques de la charge à traiter et de la conversion souhaitée. Le plus souvent, la VVH se situe dans une gamme allant de 0,1 à 10 h ^'1 , et de préférence d'environ 0,2 h ^"1 à environ 5 h ^'1 . La quantité totale d'hydrogène mélangé à la charge (incluant la

consommation chimique et la quantité recyclée) est habituellement d'environ 100 à environ 5000 Nm ³ d'hydrogène par m ³ de charge liquide et le plus souvent de 100 à 2000 Nm ³ An ³ . Généralement, elle est d'au moins 200 Nm ³ /m ³ et de préférence de 200 à 1500 Nm ³ /m ³ . La conversion nette en produits bouillant en dessous de 375 ⁰ C est généralement comprise entre 5 et 50 % poids, avantageusement entre 10 et 45% poids.

L'effluent du procédé d'hydrocraquage doux est séparé en une fraction gazole pour laquelle l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 39O ⁰ C, et une fraction ayant un point initial d'ébullition au dessus de 320 ⁰ C traitée en aval par le procédé de FCC. Il est également obtenu, lors de la séparation, en outre des fractions essences.

La fraction de l'effluent de l'hydrocraquage doux ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320 ⁰ C contient moins de 0.25% poids de soufre, et de préférence moins de 0.15%.

Généralement, la fraction ayant un point initial d'ébullition au dessus de 320 ⁰ C est traitée en aval par le procédé de FCC mais celle-ci pourrait également, par exemple, être envoyée vers le pôle fioul pour produire un fioul à très basse teneur en soufre.

Catalyseur mis en œuyre

On peut utiliser un catalyseur classique d'hydroconversion comprenant, sur un support amorphe, au moins un métal ou composé de métal ayant une fonction hydro-déshydrogénante.

Ce catalyseur peut être un catalyseur comprenant des métaux du groupe VIII, par exemple du nickel et/ou du cobalt, le plus souvent en association avec au moins un métal du groupe VIB, par exemple du molybdène et/ou du tungstène. On peut par exemple employer un catalyseur comprenant de 0.5 à 10 % poids de nickel (exprimé en oxyde de nickel NiO) et de 1 à 30% poids de molybdène, de préférence de 5 à 20% poids de molybdène (exprimé en oxyde de molybdène MoO ₃ ) sur un support minéral amorphe.

La teneur totale en oxydes de métaux des groupes VI et VIII dans le catalyseur est généralement comprise entre 5 et 40 % poids et préférentiellement entre 7 et 30 % poids. Le

rapport pondéral (exprimé sur la base des oxydes métalliques) entre métal (métaux) du groupe VI et métal (métaux) du groupe VIII est, en général, d'environ 20 à environ 1, et le plus souvent d'environ 10 à environ 2. Le support sera, par exemple, choisi dans le groupe formé par l'alumine, la silice, les silices-alumines, la magnésie, les argiles et les mélanges d'au moins deux de ces minéraux. Ce support peut également renfermer d'autres composés et par exemple, des oxydes choisis parmi l'oxyde de bore , la zircone, l'oxyde de titane, l'anhydride phosphorique. On utilise le plus souvent un support d'alumine et préférentiellemént de l'alumine η ou γ.

Le catalyseur peut également contenir un élément promoteur tel que du phosphore et/ou du bore. Cet élément peut avoir été introduit dans la matrice ou de préférence avoir été déposé sur le support. Du silicium peut également être déposé sur le support, seul ou avec le phosphore et/ou le bore. De manière préférée, les catalyseurs contiennent du silicium déposé sur un support tel que l'alumine, éventuellement avec du phosphore et/ou du bore déposé(s) sur le support, et contenant aussi au moins un métal du groupe VIII (Ni, Co) et au moins un métal du groupe VIB (Mo ₅ W). La concentration en ledit élément est habituellement inférieure à environ 20% poids (sur la base oxyde) et le plus souvent inférieure à environ 10 %. La concentration en trioxyde de bore (B ₂ O ₃ ) est habituellement d'environ 0 à environ 10% poids.

Un autre catalyseur est une silice-alumine comprenant au moins un métal du groupe VIII et au moins un métal du groupe VIB.

Un autre type de catalyseur utilisable est un catalyseur contenant au moins une matrice, au moins une zéolithe Y et au moins un métal hydro-déshydrogénant.

Les matrices, métaux, éléments additionnels décrits précédemment peuvent également entrer dans la composition de ce catalyseur.

Des zéolithes Y avantageuses sont décrites dans les demandes de brevet WO-00/71641, EP-

911 077 ainsi que US-4,738,940 et 4,738,941.

Certains composés ayant un caractère basique, comme l'azote basique, sont bien connus pour réduire significativement l'activité craquante des catalyseurs acides tels que les silices- alumines ou les zéolithes. Plus le catalyseur aura un caractère acide prononcé (silice-alumine,

voire zéoh ^' the), plus la diminution de la concentration en composés basiques par dilution aura un effet bénéfique sur la réaction d'hydrocraquage doux.

Des modes préférés de réalisation du procédé de l'invention seront illustrés ci-après dans les figures, avec différentes charges secondaires émanant du procédé de traitement du pétrole brut dans son ensemble.

Ces charges secondaires pourraient provenir du train de distillation d'autres bruts, ou plus généralement pourraient être des charges externes au procédé de traitement du pétrole brut dans son ensemble.

L'invention concerne également une installation utilisable pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention, c'est à dire pour réaliser un procédé de pré-traitement d'une charge de FCC.

Des modes de réalisation préférés sont illustrés sur les figures 1 à 4.

Selon les figures 1 à 3, un distillât sous vide est traité, sans mélange avec de l'huile désasphaltée.

Cette installation comprend, de façon générale : ,

- une zone d'hydrocraquage doux (7) contenant un catalyseur et munie d'une conduite (5) pour l'introduction de l'hydrogène, d'une conduite (6) pour l'introduction de la charge principale qui est un distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée et dont 85% poids au moins bout au dessus de 375°C, et d'une conduite pour l'introduction d'une charge, dite secondaire, dont au moins 50% poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout au dessus de 200°C, et d'une conduite (8) pour l'évacuation de l'effluent,

- une zone de séparation (9) munie d'une conduite pour l'introduction dudit effment et d'au moins une conduite (20) pour l'évacuation d'une coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320°C, et d'une conduite (10) pour séparer une coupe dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 390 ⁰ C ₅

- une zone (30) de craquage catalytique (FCC) munie d'une conduite (20) pour l'introduction de ladite coupe à point initial d'ébullition supérieur à 320°C, d'au moins une conduite (31) pour la sortie d'un gazole léger de craquage catalytique (LCO selon le terme anglais) et d'au

moins une conduite (32) pour la sortie d'un gazole lourd de craquage catalytique (HCO selon le terme anglais).

Parmi les produits sortant de la zone de craquage catalytique figurent, entre autres, une coupe LCO pouvant éventuellement entrer dans la composition de la charge secondaire par une conduite de recyclage, une coupe HCO, une fraction essence et une fraction slurry.

Plus précisément, cette installation comporte de façon générale :

- une colonne de distillation atmosphérique (2) d'un pétrole brut munie d'une conduite (1) pour l'introduction d'un pétrole brut, d'au moins une conduite pour le soutirage d'une fraction gazole et d'une conduite (3) pour le soutirage du résidu atmosphérique,

- une colonne de distillation sous vide (4) munie d'une conduite (3) pour l'introduction dudit résidu atmosphérique et d'au moins une conduite (6) pour le soutirage d'un distillât sous vide et d'une conduite (11) pour le soutirage du résidu sous vide, éventuellement, une unité de désasphaltage (28) munie d'une conduite (l ia) pour l'introduction d'une partie au moins du résidu sous vide, d'une conduite (33) qui introduit l'huile désasphaltée obtenue dans la zone (7) d'hydrocraquage doux et d'une conduite (34) pour la sortie de l'asphalte,

- une zone d'hydrocraquage doux (7) contenant un catalyseur et munie d'une conduite (5) pour l'introduction de l'hydrogène, d'une conduite (6) pour l'introduction de la charge principale qui est un distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée, dont 85% poids au moins bout au dessus de 375°C, et d'une conduite pour l'introduction d'une charge, dite secondaire, dont au moins 50% poids bout en dessous de 375°C et au moins 80% poids bout au dessus de 200°C, et d'une conduite (8) pour l'évacuation de l'effluent,

- une zone de séparation (9) munie d'une conduite pour l'introduction dudit effluent et d'au moins une conduite (20) pour l'évacuation d'une coupe ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320 ⁰ C, et d'une conduite (10) pour séparer une coupe dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 390 ⁰ C.

- une zone (30) de craquage catalytique (FCC) munie d'une conduite (20) pour l'introduction de ladite coupe à point initial d'ébullition supérieur à 320 ⁰ C ₅ d'au moins une conduite (31) pour la sortie d'un LCO et d'au moins une conduite (32) pour la sortie d'un HCO.

Description détaillée des figures 1, 2, 3 et 4

La figure 1 décrit un mode de réalisation de l'invention. Ce mode de réalisation est donné à titre d'exemple et ne présente aucun caractère limitatif.

Ce mode de réalisation comprend en plus des caractéristiques générales citées ci-dessus : une conduite (13) pour l'évacuation dudit gazole séparé dans la colonne atmosphérique

(2),

- une zone de distillation (14) munie d'une conduite (17) pour évacuer une fraction légère de gazole et également d' une conduite (15) pour évacuer une fraction lourde de gazole,

- une conduite (16) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant ladite charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).

Figure 1 :

Le pétrole brut est envoyé par un conduit (1) dans une colonne de distillation atmosphérique (2). De cette colonne de distillation, on soutire une coupe gazole par une conduite (13) et un résidu atmosphérique par une conduite (3). Le résidu sous vide est envoyé vers une distillation sous vide (4) dont le résidu sous vide est extrait par un conduit (11) alimentant un procédé de conversion (12), par exemple un coker. Le distillât de la distillation sous vide (4) est soutiré par un conduit (6) et envoyé vers un procédé d'hydrocraquage doux (7), alimenté en hydrogène par un conduit (5). Dans le conduit (6) est également introduit, par une conduite (16), une fraction d'une coupe gazole lourd représentant de 5 à 50% de la charge totale passant dans le conduit (6). Selon ce mode de réalisation, cette coupe est extraite par la conduite (15) d'une zone de distillation (14) alimentée via la conduite (13) par une coupe gazole provenant de la colonne de distillation atmosphérique (2). Le restant de la coupe gazole lourd ne passant pas par la conduite (16) est envoyée par une conduite (18), en mélange dans une conduite (17), avec la fraction gazole léger issue de la zone de distillation (14). De préférence, le mélange des fluides des conduites (17) et (18) est envoyé vers un hydrotraitement (non représenté sur la figure 1) afin de mettre le gazole aux spécifications. L'effluent (8) du procédé d'hydrocraquage doux (7) constitue, après différentes étapes de séparation représentées par le bloc (9) visant à séparer une fraction gazole dont l'intervalle de

distillation est compris entre 130 et 39O ⁰ C ₅ extraite par un conduit (10), et une fraction extraite par un conduit (20) ayant un point initial d'ébullition supérieur à 320 ⁰ C pouvant avantageusement constituer la charge du procédé FCC représenté par le bloc (30).

La figure 2 décrit un autre mode de réalisation de l'invention.

En plus des caractéristiques générales citées précédemment, l'installation comprend :

- une conduite (21) pour le soutirage d'une fraction légère de gazole et d'une conduite (22) pour le soutirage d'une fraction lourde de gazole de la colonne atmosphérique (2),

- une conduite (23) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde de gazole (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant la charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).

Dans le procédé mis en œuvre, la coupe distillât sous vide et/ou l' huile désasphaltée proviennent d'une distillation atmosphérique d'un pétrole brut, permettant de séparer au moins une coupe gazole léger, une coupe gazole lourd et un résidu atmosphérique, le résidu étant distillé sous vide pour produire au moins un distillât sous vide et un résidu sous vide.

Il est traité en hydrocraquage doux ledit distillât sous vide et/ou une huile désasphaltée provenant du désasphaltage dudit résidu sous vide.

Une partie au moins de ladite coupe gazole lourd est introduite (charge secondaire) dans la charge principale traitée en hydrocraquage doux.

Selon une variante, une partie de la coupe gazole lourd est introduite dans la charge principale, l'autre partie étant mélangée à la coupe gazole léger.

Figure 2 :

Le pétrole brut est envoyé par un conduit (1) dans une colonne de distillation atmosphérique

(2). De cette colonne de distillation, on soutire une coupe gazole léger par une conduite (21), une coupe gazole lourd par une conduite (22) et un résidu atmosphérique par la conduite (3).

Le résidu est envoyé vers une distillation sous vide (4) dont le résidu sous vide est extrait par un conduit (11) alimentant un procédé de conversion (12), par exemple un coker.

Le distillât de la distillation sous vide (4) est soutiré par un conduit (6) et envoyé vers un procédé d'hydrocraquage doux (7), alimenté en hydrogène par un conduit (5). Dans le conduit

(6) est également introduit, par une conduite (23), une fraction de la coupe gazole lourd transportée dans la conduite (22). Cette fraction représente 5 à 50% de la charge totale passant dans la conduite (6). Le restant de la coupe gazole lourd ne passant pas par la conduite (23) est envoyé par une conduite (24), en mélange dans la conduite (21), avec la fraction gazole léger issue de la distillation atmosphérique (2). De préférence, le mélange des fluides des conduites (21) et (24) est envoyé vers un hydrotraitement (non représenté sur la figure 2) afin de mettre le gazole aux spécifications. L'effluent (8) du procédé d'hydrocraquage doux (7) constitue, après différentes étapes de séparation représentées par le bloc (9) visant à séparer une fraction gazole dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 390 ⁰ C, extraite par un conduit (10), et une fraction extraite par un conduit (20) ayant un point initial d'ébullition supérieur à 32O ⁰ C pouvant avantageusement constituer la charge du procédé FCC représenté par le bloc (30).

La figure 3 décrit un autre mode de réalisation de l'invention. En plus des caractéristiques générales, l'installation comprend :

- une conduite (21) pour le soutirage d'une fraction légère de gazole de la colonne atmosphérique (2) et une conduite (3) pour le soutirage du résidu atmosphérique et d'une fraction lourde de gazole

- une conduite (25) pour évacuer une fraction lourde de gazole de ladite colonne de distillation sous vide,

- une conduite (26) pour l'introduction d'une partie au moins de ladite fraction lourde de gazole (charge secondaire) dans la conduite (6) introduisant ladite charge principale dans la zone d'hydrocraquage doux (7).

Dans le procédé mis en œuvre, la coupe distillât sous vide et/ou l'huile désasphaltée proviennent d'une distillation atmosphérique d'un pétrole brut, permettant de séparer au moins une coupe gazole léger et un résidu atmosphérique contenant une coupe gazole lourd, ledit résidu étant distillé sous vide pour séparer au moins un distillât sous vide, un résidu sous vide et une coupe gazole lourd. Une partie au moins de ladite coupe gazole lourd est introduite (charge secondaire) dans la charge principale traitée en hydrocraquage doux.

Selon une variante, l'autre partie de ladite coupe gazole lourd est mélangée à la coupe gazole léger.

Figure 3 :

Le pétrole brut est envoyé par un conduit (1) dans une colonne de distillation atmosphérique (2). De cette colonne de distillation, on soutire une coupe gazole léger par une conduite (21) et un résidu atmosphérique par la conduite (3). Le résidu est envoyé vers une distillation sous vide (4) dont le résidu sous vide est extrait par un conduit (11) alimentant un procédé de conversion (12), par exemple un coker.

Le distillât de la distillation sous vide (4) est soutiré par un conduit (6) et envoyé vers un procédé d'hydrocraquage doux (7), alimenté en hydrogène par un conduit (5). Dans le conduit (6) est également introduit, par une conduite (26), une fraction de la coupe gazole lourd également extraite de la distillation sous vide (4) par une conduite (25). Cette fraction représente 5 à 50% de la charge totale passant dans la conduite (6). Le restant de la coupe gazole lourd ne passant pas par la conduite (26) est envoyée par une conduite (27), en mélange dans la conduite (21), avec la fraction gazole léger issue de la distillation atmosphérique (2). De préférence, le mélange des fluides des conduites (21) et (27) est envoyé vers un hydrotraitement (non représenté sur la figure 3) afin de mettre le gazole aux spécifications.

L'effluent (8) du procédé d'hydrocraquage doux (7) constitue, après différentes étapes de séparation représentées par le bloc (9) visant à séparer une fraction gazole dont l'intervalle de distillation est compris entre 130 et 390°C, extraite par un conduit (10), et une fraction extraite par un conduit (20) ayant un point initial d'ébullition supérieur à 32O ⁰ C pouvant constituer avantageusement la charge du procédé FCC représenté par le bloc (30).

Figure 4 :

On a représenté sur la figure 4 le traitement d'un mélange d'une charge distillât sous vide et d' huile désasphaltée par hydrocraquage doux.

On reconnaît les colonnes (2) et (4), la charge principale (6) qui est un distillât sous vide, la zone d'hydrocraquage doux (7), la zone de séparation (9) et la zone de FCC (30).

Le résidu sous vide sortant par la conduite (11) est envoyé par la conduite (lia) dans une unité de désasphaltage (28) et il ressort un résidu désasphalté (ou huile désasphaltée) par la conduite (33) et de l'asphalte par la conduite (34). Pour ne pas alourdir la figure, les entrée et sortie du solvant de désasphaltage n'ont pas été représentées, ces dispositions étant bien connues de l'homme du métier. L'huile désasphaltée est amenée dans la conduite (6) où circule la charge principale.

Selon l'invention, il est également additionné une charge secondaire par la conduite (29). Le mélange est soumis à l'hydrocraquage doux de la zone (7).

Avantageusement, toutes les dispositions des figures 1 à 3 de production de la charge secondaire (29) sont transposables dans cette figure.

La charge secondaire de la conduite (29) peut également être une charge externe à l'installation, il en est de même pour les figures 1 à 3.

On a représenté sur la figure 4 un traitement d'un mélange de distillât sous vide et d' huile désasphaltée. On aurait pu tout aussi bien traiter l'huile désasphaltée seule en hydrocraquage doux, le distillât sous vide de la conduite (6) étant alors destiné à une autre utilisation. Dans ce cas également, toutes les dispositions des figures 1 à 3 de production de la charge secondaire (29) sont transposables, la charge (29) pouvant également être une charge externe. Par ailleurs, dans les figures 1 à 3 où un distillât sous vide est traité en hydrocraquage doux dans la zone (7), le résidu sous vide est avantageusement introduit en totalité ou en partie dans une zone de conversion (12) par la conduite (11), l'autre partie du résidu, amenée par la conduite (lia), pouvant être utilisée pour produire une huile désasphaltée qui peut être traitée par le procédé et l'installation selon l'invention. La zone de conversion (12) n'a pas été représentée sur la figure 4.

Exemple 1: non conforme à l'invention

Un distillât sous vide Arabe Lourd ayant les propriétés citées dans le tableau 1 est traité en hydrocraquage doux dans une unité pilote en lit fixe isotherme contenant du catalyseur de formulation NiMo (HR548 commercialisé par AXENS).

Tableau 1 : caractéristiques du distillât sous vide

La charge est introduite avec de l'hydrogène dans les conditions opératoires suivantes, représentatives du procédé de pré-traitement de FCC:

- pression totale = 50 bar

- VVH par rapport au catalyseur de 1.0 volume de charge/ volume de catalyseur/h.

- quantité d'H^ par litre de charge^ 400 Nl/1 mesuré en sortie de réacteur

- La température du catalyseur est choisie pour avoir un taux de désulfuration (HDS) de 97.72% défini par:

HDS = 100 * ( ^Schax ^ -Sρroduit) Sch axge

Celle-ci se situe dans la plage 350-400°C.

L'effluent sortant du réacteur est séparé en une phase gazeuse et une phase liquide à température et pression ambiante par un jeu de séparateurs. Ensuite la phase liquide est strippée en continu à l'hydrogène pour enlever TH ₂ S résiduel. La phase liquide est distillée au laboratoire en une coupe Pi-150 ⁰ C, une coupe 150-375°C et une coupe 375 ⁰ C+.

Les rendements poids par rapport à la charge et quelques propriétés de ces coupes sont rassemblés dans le tableau 2:

Tableau 2

Exemple 2 (selon l'invention):

On réalise un mélange contenant 21.38% poids de gazole de distillation directe (23.08% vol.) et 78.62% poids (76.92 % vol.) du distillât sous vide de l'exemple 1 et issu du même brut. Les caractéristiques du gazole et du mélange sont rassemblées dans le tableau 3 :

Tableau 3: caractéristiques du gazole de distillation directe et du mélange

Le mélange, dont 21% poids bout en-dessous de 375 ⁰ C ₅ est introduit dans la même unité pilote que dans l'exemple 1 et hydrotraité sur le même volume du catalyseur AXENS, selon le même protocole opératoire, et dans les conditions suivantes:

- pression totale = 50 bar

- VVH par rapport au catalyseur de 1.3 vol/vol/h afin de traiter par hçure la même quantité en volume de distillât sous vide que dans l'exemple 1

- quantité d'H ₂ par litre de charge= 400 Nl/1 mesuré en sortie de réacteur

- température du catalyseur= identique à celle de l'exemple 1

L'effluent sortant du réacteur est séparé en une phase gazeuse et une phase liquide à température et pression ambiante par un jeu de séparateurs. Ensuite la phase liquide est strippée en continu à l'hydrogène pour enlever l'H ₂ S résiduel. La phase liquide est distillée au laboratoire en une coupe Pi-150°C, une coupe 150-375°C et une coupe 375°C+.

Les rendements poids par rapport à la charge et quelques propriétés de ces coupes sont rassemblés dans le tableau 4.

Tableau 4

On observe que la présence dans la charge du procédé de pré-traitement de FCC de 21.38% poids d'une coupe gazole dont 90% poids bout en dessous de 375°C permet d'améliorer la désulfuration et l'hydrogénation de la charge de FCC (coupe 375+) et permet d'obtenir un gazole (coupe 150-375°C) à plus basse teneur en soufre présentant un indice de cétane plus élevé que dans l'exemple 1. La quantité de distillât sous vide traitée par heure reste la même que celle de l'exemple 1.

Pour cet exemple, le temps de contact charge/catalyseur est plus faible que dans le cas de l'exemple 2 (écart de 21.4%) ; cependant les performances en terme de désulfuration et d'hydrogénation de la coupe 375+, qui constitue la charge de FCC ₅ sont meilleures.

Exemple 3 (selon l'invention):

Le mélange de l'exemple 2 dont 21% poids bout en-dessous de 375°C est introduit dans la même unité pilote que dans l'exemple 1 et hydrotraité sur le même volume du catalyseur AXENS, selon le même protocole opératoire et dans les conditions opératoires suivantes:

- pression totale = 50 bar

- WH par rapport au catalyseur de 1.0 vol/vol/h, identique à celle de l'exemple 1 afin de conserver le même temps de contact

- quantité d'H ₂ par litre de charge= 400 Nl/1 mesuré en sortie de réacteur

- température du catalyseur: identique à celle de l'exemple 1

L'effluent sortant du réacteur est séparé en une phase gazeuse et une phase liquide à température et pression ambiante par un jeu de séparateurs. Ensuite la phase liquide est strippée en continu à l'hydrogène pour enlever I ¹ H ₂ S résiduel. La phase liquide est distillée au laboratoire en une coupe Pi-150°C, une coupe 150-375°C et une coupe 375°C+.

Les rendements poids par rapport à la charge et quelques propriétés de ces coupes sont rassemblés dans le tableau 5.

Tableau 5

)n observe que la présence dans la charge du procédé de pré-traitement de FCC de 21.38% >oids d'une coupe gazole dont 90% poids bout en dessous de 375°C améliore la désulfuration et 'hydrogénation de la charge de FCC (coupe 375+) et permet d'obtenir un gazole (coupe 150- !75°C) à plus basse teneur en soufre présentant un indice de cétane plus élevé que dans 'exemple 1. Pour un temps de contact de la charge avec le catalyseur identique à celui de 'exemple 1, le gain en désulfuration de la coupe 375+ est de 55% et le gain en hydrogénation de 1.5%.