Le raffinage des coupes lourdes

La demande pétrolière mondiale s’oriente de plus en plus vers les carburants et, il est acquis que la production de pétroles bruts conventionnels ne pourra pas répondre à cette demande croissante dans un futur proche. Ainsi, l’industrie pétrolière doit faire face à la production de pétrole brut dont la fraction lourde est de plus en plus importante.

Dans ce contexte, de nouveaux développements sont attendus pour la conversion des coupes lourdes en coupes valorisables. De plus, ces nouvelles applications permettraient d’étendre le raffinage aux pétroles bruts non-conventionnels tels que les sables bitumeux (Canada) ou des bruts dont la fraction lourde est très importante (Vénézuela). En effet,

3. l’indice d’octane mesure la résistance d’un carburant à l’auto-allumage

cette alternative est très attractive car les ressources de pétroles bruts non-conventionnels sont deux fois supérieures aux ressources de bruts conventionnels.

Dans cette partie, les différents procédés pour la valorisation des produits lourds du pétrole sont brièvement présentés. Ces procédés ont deux principaux objectifs :

– le traitement pour réduire les teneurs en polluants (hétéroéléments et métaux). – le craquage (ou conversion) qui visent à craquer les liaisons afin de réduire le nombre

d’atomes par molécules (convertir les molécules de grandes tailles en molécules plus petites)

Ces procédés peuvent se distinguer en trois classes : les procédés thermiques (viscoréduc-tion ou cokéfac(viscoréduc-tion), les procédés catalytiques sans apport d’hydrogène et les procédés catalytiques avec apport d’hydrogène.

1.2.3.1 Les procédés thermiques

La viscoréduction est un procédé de craquage thermique modéré (450-500◦C) sans catalyseur qui permet la conversion des RA ou des RSV en produits exploitables (carbu-rants). Les effluents de viscoréduction sont souvent instables, riches en hétéroéléments et en oléfines. Une étape d’hydrotraitement (Partie 1.2.3.3) est souvent nécessaire pour les incorporer aux produits finis. A noter que le distillat de viscoréduction est parfois employé comme charge pour le craquage catalytique fluide (Partie 1.2.3.2).

La cokéfaction est un procédé thermique à haute température (environ 500◦C pendant plusieurs heures) qui permet la valorisation des résidus sous vide. La cokéfaction produit des effluents liquides et solides. Les effluents liquides doivent subir un hydrotraitement avant d’être réinsérés dans les opérations de raffinage "conventionnel", car ils sont très riches en aromatiques, oléfines, soufre et azote. Les effluents solides se présentent sous forme de coke de pétrole. Le coke de pétrole peut être utilisé comme combustible ou calciné pour former un composé à plus de 98 %(m/m)de carbone qui sert à la fabrica-tion d’électrodes. Ces électrodes sont ensuite utilisées dans l’industrie de la métallurgie notamment pour la production d’aluminium ou d’acier.

1.2. RAFFINAGE DU PÉTROLE

1.2.3.2 Les procédés catalytiques sans apport d’hydrogène

Le craquage catalytique fluide ou Fluid Catalytic Cracking (FCC) est le principal procédé catalytique sans apport d’hydrogène. Il est très important pour la production d’essences et dans une moindre mesure de gazoles. Procédé très flexible, il traite des produits telles que les DSV, qui peuvent être issus de distillation directe ou des procédés thermiques, et des RSV ayant une faible teneur en métaux. L’opération se déroule en phase gazeuse, à basse pression et à des températures comprises entre 500 et 540°C. Les produits de conversion du craquage catalytique sont largement oléfiniques pour les fractions légères et fortement aromatiques pour les fractions lourdes, avec un rendement en gaz important.

1.2.3.3 Les procédés catalytiques avec apport d’hydrogène

Les procédés catalytiques avec apport d’hydrogène ont pour but de convertir les frac-tions les plus lourdes du pétrole en produits valorisables. Ces procédés font l’objet de nombreux développements. Dans ce manuscrit, seuls les trois principaux procédés cata-lytiques avec apport d’hydrogène développés à IFP Energies Nouvelles sont abordés. Le Tableau 1.7, résume les caractéristiques de ces trois procédés.

– Le procédé d’hydrocraquage (HCK) des DSV en lit fixe

– Le procédé HyvahlT M : hydrotraitement des RA et RSV en lit fixe – Le procédé H-Oil® : hydroconversion des RA et RSV en lit bouillonnant

Le procédé d’hydrocraquage traite les coupes lourdes exemptes d’asphaltènes telles que les DSV qui peuvent provenir de distillation directe ou être issus de procédés de conversion de produits plus lourds types RA ou RSV (viscoréduction, cokéfaction, hy-drotraitement ou hydroconversion). Ce procédé se déroule en deux étapes. Une première étape est consacrée à l’hydrotraitement afin d’éliminer les impuretés (hétéroéléments, métaux. . .) et notamment l’azote. L’hydrodésazotation est une opération indispensable en amont de l’étape d’hydrocraquage car elle permet de préserver les catalyseurs acides des effets d’empoisonnement. En effet, ces catalyseurs sont très sensibles à la présence des composés azotés basiques qui s’adsorbent et abaissent très fortement leur activité. La conversion d’hydrocraquage proprement dite est effectuée dans un deuxième temps. C’est un procédé qui permet une conversion élevée des DSV (70-100 %(m/m)). De plus,

la qualité des effluents d’hydrocraquage est très bonne (très stables et faibles teneurs en impuretés).

Le procédé HyvahlT M est un procédé très efficace pour l’amélioration de la qualité des RA ou RSV. Il est bien adapté au traitement des charges contenant moins de 100-120 ppm de métaux (nickel et vanadium). Ce procédé comporte plusieurs réacteurs en série. Les premiers réacteurs sont dédiés à l’hydrodémétallisation (HDM) et à la conversion, tandis que les suivants sont consacrés à l’hydrodésulfuration (HDS) et au raffinage. Le premier réacteur, qui est principalement consacré à l’HDM, peut être décuplé afin de permettre le traitement de charges à teneurs plus élevées en métaux (jusqu’à 400 ppm). Ainsi, lorsque le catalyseur d’un de ces réacteurs est désactivé, il est isolé de l’ensemble des autres réacteurs pendant la maintenance. Suivant les charges et les objectifs, deux options sont envisagées. Dans l’option conversion maximum, le niveau de conversion du RA peut atteindre 60-70 %(m/m). Dans l’option HDS, la conversion est sensiblement réduite. Dans les deux cas, les niveaux d’HDS et d’HDM sont supérieurs à 90 %(m/m). Les résidus hydrotraités sont stables et de bonne qualité (peu d’hétéroéléments et de métaux).

Le procédé H-Oil®était initialement conçu pour la conversion profonde des résidus en produits légers, puis a été appliqué au traitement des résidus à teneurs particulièrement élevées en impuretés. La section réactionnelle comprend un ou plusieurs réacteurs à lit bouillonnant disposés en série. La mise en œuvre du procédé H-Oil® est plus difficile que celle du procédé HyvahlT M en raison des opérations de renouvellement de catalyseur qui s’effectuent en ligne, à température élevée et à haute pression. La consommation de catalyseurs est élevée et la qualité des produits est inférieure à celle provenant des autres procédés catalytiques avec apport d’hydrogène. En particulier, à forte conversion, le résidu non converti est en limite de stabilité. Cependant, les niveaux de conversion du RSV peuvent être très élevés et atteindre 80 %(m/m).

1.3. MÉTHODES ANALYTIQUES POUR LA CARACTÉRISATION DES PRODUITS LOURDS

Tableau 1.7 – Caractéristiques des différents procédés

Type de procédés Hyvahl ® H-Oil ® HCK

État du catalyseur lit fixe lit bouillonnant lit fixe Tolérance aux impuretés faible Moyenne faible Teneur max en Ni+V (ppm) 120-400 >700 0 Conversion max du résidu (%w/w) 60-70 80 70-100 Qualité de l’effluent Bonne Moyenne Très bonne Stabilité de l’effluent oui limite oui

Mise en œuvre Bonne Difficile Bonne

1.3 Méthodes analytiques pour la caractérisation des