PROCESS FOR PRODUCING SYNTHETIC CRUDE OIL

Abstract: 1. A process for producing synthetic crude oil from a hydrocarbon charge having a high voluminal mass, this process being characterised in that it comprises the following steps : a) optional fractionation (at 12) of the hydrocarbonic charge into at least two fractions : - at least one light fraction containing a majority of the compounds having the lowest boiling points, - a heavy fraction containing a majority of the compounds having the highest boiling points ; b) heat treatment (at 10, 10-) - either of the hydrocarbonic charge, when the fractionation of step 'a' has not been carried out, - or of the heavy fraction, when the fractionation of the charge has been carried out, said heat treatment results in an effluent being produced which is fractionated in a single step (at 100) so as to give : (1) a-first mixture containing hydrogen, hydrogen sulphide and hydrocarbons, (2) a second mixture consisting of hydrocarbons of higher molecular weights than those contained in the first mixture, (3) a third mixture of hydrocarbons having boiling points between the hydrocarbons of the first mixture and those of the second mixture, said third mixture constituting at least partly the synthetic crude oil ; c) treating with a solvent (at 27, 106) the second mixture obtained in step 'b', said treatment resulting in the production : - on the one hand, of a bituminous portion ; - on the other hand, of an oily portion which constitutes, at least partly, the synthetic crude oil.

Description: Procédé d'obtention d'un pétrole brut synthétique La présente invention concerne un procédé d'obtention d'un produit liquide appelé ci-après "pétrole brut synthétique1, a' partir d'un produit hydrocarboné ayant une masse volumique supérieure. Par produit hydrocarboné, on entend un produit composé essentiellement d'hydrocarbures0 mais qui peut également contenir d'autres composés chimiques qui, outre des atomes de carbone et d'hydrogène, peuvent posséder des hétéroatomes, comme l'oxygène, l'azote, le soufre ou des métaux comme le vanadium et le nickel. Le terme "pétrole brut synthétique" employé ci-dessus est un terme communément utilisé, mais ne signifie nullement que le pétrole brut synthétique provient d'un pétrole brut proprement dit. Ce produit peut provenir également par exemple d'huiles lourdes ayant une masse volumique à 150C supérieure à environ 0,93 g/ml, de schistes bitunimeux, de sables bitumineux ou même de charbon. La tendance actuelle sur le marché international du pétrole est une demande de plus en plus importante pour des pétroles bruts légers de densité relativement faible, D'une part, les bruts légers contiennent souvent moins de produits gênants pour leur raffinage, comme le soufre ou les métaux tels que le vanadium et le nickel, d'autre part, dans les années à venir, la vente de produits légers comme les carburants va augmenter relativement plus rapidement que celle de produits lourds comme les fuels-oils. La demande de bruts légers augmente donc et leur prix croît plus rapidement que celui des bruts lourds. I1 est ainsi plus intéressant de transformer le brut lourd sur les champs de production en brut léger avant de le transporter0 La partie la plus lourde du pétrole brut, qui constitue le résidu de la distillation du pétrole, est composée d'un mélange d'huile et de composés bitumineux. La partie huileuse et la partie bitumineuse sont séparées par le procédé dit de désasphaltage,qui consiste à extraire du résidu la partie huileuse à l'aide d'un solvant. Ce solvant peut être choisi dans le groupe constitué par : - les hydrocarbures aliphatiques, saturés ou non saturés, ayant de 2 à 8 atomes de carbone, seuls ou en mélange, - les mélanges d'hydrocarbures, appelés distillats, obtenus par distillation du pétrole brut et ayant des poids moléculaires voisins de ceux des hydrocarbures ayant de 2 à 8 atomes de carbone, - les mélanges de tous les hydrocarbures precédemment cités. La Demanderesse a conçu un moyen d'obtenir du pétrole brut synthétique par un procédé intégrant une étape de traitement thermique et une étape de désasphaltage. Le but de la présente invention est donc l'obtentioF de pétrole brut synthétique de masse volumique plus faible à partir de produits plus lourds. A cet effet, l'invention a pour objet un procédé d'obtention de pétrole brut synthétique à partir d'une charge hydrocarbonée ayant une masse volumique supérieure, ce procédé étant caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes a/ le fractionnement éventuel de la charge hydrocarbonée en au moins deux fractions s - au moins une fraction légère, contenant la plus grande partie des composés ayant les points a'ébullition les plus faibles, - une fraction lourde, contenant la plus grande partie des composés ayant les points d'ébullitiop les plus élevés, b/ le traitement thermique s - soit de la charge hydrocarbonée, quand le fractionnement de l'étape "a" n'est pas effectué, - soit de la fraction lourde, quand le fractionnement de la charge a lieu, ledit traitement thermique conduisant à l'obtention d'un effluent qui est fractionné pour donner (1) un premier mélange contenant de l'hydrogène, de l'hydrogène sulfuré et des hydrocarbures de poids moléculaires peu élevés, (2) au moins un second mélange constitué d'hydrocarw bure s de poids moléculaires plus élevés que ceux contenu; dans le premier mélange, c/ le traitement par un solvant du second mélange obtenu dans l'étape "b", ledit traitement conduisant a l'obtention - d'une part, d'une partie bitumineuse, - d'autre part, d'une partie huileuse,qui constitue. au moins en partie, le pétrole brut synthétique. L'invention sera mieux comprise par la description ci-après± dans laquelle on se réfèrera aux dessins annexés, Sur ces dessins : Les figures 1 et 2 sont des schémas de deux types d'unités mettant en oeuvre le procédé selon l'invention t Les figures 3 et 4 sont des diagrammes illustrant les résultats d'un exemple de mise en oeuvre de l'invention En référence à la figure 1, une charge hydrocarbonée arrive dans l'unité par la ligne 1. Préalablement à tout traitement, la charge peut - et même doit, dans le cas où cette charge est notamment du pétrole brut - avoir été traitée dans un dessaleur 2, dans lequel elle est introduite, par la ligne 1, afin d'éliminer les sels qu'elle contient. A cet effet, on ajoute à la charge dans la ligne 1 par la ligne 3, de l'eau, afin de dissoudre les sels contenus dans la charge. Dans le dessaleur, le mélange se sépare en deux phases, une phase agueuse 4 et une phase hydrocarbonée 5. Dans le cas de charges ayant une masse volumique élevée, supérieure à 0,96 g/ml à 150C, il est préférable de diluer la charge en introduisant par la ligne 6 un diluant hydrocarboné plus léger, de façon à abaisser la masse volumique de la charge et à améliorer le contact entre l'eau et la charge, en favorisant la dissolution des sels dans l'eau et, donc, leur séparation. La nature du diluant ainsi que le taux de diluant par rapport à la charge doivent être choisis de façon à éviter la précipitation des asphaltènes. La phase aqueuse est éliminée par la ligne -7 et on récupère par la ligne 8 la charge hydrocarbonée à traiter par le procédé selon 10 invention. La charge de la ligne S peut être alors traitée de deux façons différentes, suivant sa nature t 1. la charge peut être envoyée directement par la ligne 9 dans une enceinte 10, où elle subit un traitement thermique à une température comprise entre 400 et 6000C et à une pression comprise entre 1 et 100 bars t 2. la charge peut être fractionnée dans une tour de fractionnement 12, où elle est conduite par la ligne 13. C'est notamment le cas lorsque la charge de la ligne 8 contient des produits légers, auxquels il est inutile de faire subir l'étape de traitement thermique ultérieur. Ce dernier cas se rencontre notamment - pour les pétroles bruts lourds nécessitant d'être dilués avant dessalage, - pour les pétroles bruts non "stabilisés" sur le champ de production, c'est-à-dire contenant encore une proportion non négligeable d'hydrocarbures à moins de 4 atomes de carbone, - pour les pétroles bruts dont une fraction importante distille avant 3500C. On peut envisager un fractionnement en deux fractions ou en plus de deux fractions. On peut, par exemple, comme représenté sur la figure 1, recueillir au fond de la colonne 12, par la ligne 14, une fraction lourde, dont le point initial d'ébullition est égal ou supérieur à 3500C. On peut aussi, comme représenté sur la figure, recueillir par un soutirage latéral (ligne 16) la fraction appelée "gazole". Cette fraction pourra servir à constituer une partie du brut synthétique et sera conduite par la ligne 16 à un bac 17, d'où sera recueilli le brut synthétique par la ligne 36. On recueille enfin en tête de la colonne 12, par la ligne 15, les hydrocarbures gazeux à température ambiante, ainsi que la fraction liquide appelée "essence". Cette fraction est conduite par la ligne 15 dans un ballon de reflux 18. Dans ce ballon, la majeure partie des hydrocarbures ayant de 1 à 4 ou 5 atomes de carbone, selon le fraction nement effectué, sont recueillis en phase gazeuse par la ligne 19. On recueille sous forme liquide, par la ligne 47, la fraction essence. Cette fraction est recyclée au moine en partie à la tour 12 par la ligne 20. Elle peut également servir, au moins en partie, pour constituer le diluant introduit par la ligne 6 dans la charge, dans le cas de produits lourds. Elle est conduite dans ce cas à la ligne 6 par la ligne 21. Elle peut enfin être également conduite, par la ligne 48, au bac 17 et constituer une partie du brut synthétique. La fraction recueillie par la ligne 19 est conduite dans une tour de fractionnement 22, dont la fonction serg expliquée plus loin. Le flux des lignes 9 ou 14 subit dans l'enceinte 10 un traitement thermique et on recueille l'effluent par la ligne 23, L'effluent de la ligne 23 est conduit dans un premier ballon séparateur 24. Les conditions opératoires de fonctionnement de ce ballon sont choisies de façon à recueillir par la ligne 25 une fraction de tête contenant au moins l'hydrogène sulfuré et la majeure partie des hydrocarbures comportant de 1 à 4 ou 5 atomes de carbone, selon les cas, de façon à ce que la fraction du fond, recueillie par la ligne 26 et qui va être conduite dans un extracteur liquide - liquide 27 de désasphaltage, contienne le moins possible de ces gaz. Dans certains cas, il peut être avantageux de réglet les conditions opératoires du ballon 24, de façon à recueillir dans la fraction de tête, par la ligne 25, non seulement l'hydrogène sulfuré et les hydrocarbures à 1 à 4 ou 5 atomes de carbone, selon les cas, mais également des hydrocarbures plus lourds, de façon à avoir, comme il sera expliqué plus loin, un solvant de désasphaxtage constitué par un mélange d'hydrocarbures ayant au moins 5 atomes de carbone. La séparation par détente étant cependant, par définition, sommaire, il peut y avoir dans la fraction de tête des hydrocarbures plus lourds que certains hydrocarbures contenus dans la fraction de fond. La fraction de tête est conduite par la ligne 25 dans un deuxième ballon séparateur 30. On recueille au sommet du ballon 30, par la ligne 3;, l'hydrogène sulfuré et la majeure partie des hydrocarbures ayant de 1 à 5 atomes de carbone. Le flux de la ligne 31 est conduit dans la colonne 22. On récupère au fond du ballon 30, par la ligne 32, les hydrocarbures plus lourds que ceux de la fraction de tête recueillie par la ligne 31. Le flux de la ligne 32 peut être conduit 2 - soit totalement ou en partie dans le bac 17 par la ligne 37 t - soit totalement ou en partie dans l'extracteur de désasphaltage 27 par les lignes 35, 34 et 33 ; cette possibilité peut être avantageuse, lorsque l'on désire avoir un solvant de désasphaltage constitué par un mélange d'hydrocarbures ayant au moins 5 atomes de carbone o Dans l'extracteur 27, la partie huileuse est extraite de la charge amenée par la ligne 26 par un solvant qui est introduit dans l'extracteur par la ligne 33. Ce solvant peut être choisi dans le groupe constitué par le hydrocarbures aliphatiques,saturés ou non saturés,ayant de 2 à 8 atomes de carbone, de préférence de 3 à 5 atomes de carbone, les mélanges d'hydrocarbures, appelés distillats, obtenus par distillation du pétrole brut et ayant des poids moléculaires voisins de ceux des hydrocarbures ayant de 2 à 8 atomes de carbone et les mélanges de tous les hydrocarbures précédemment çité < . Le solvant du démarrage de l'unité provient d'une source extérieure à l'unité, par l'intermédiaire de la ligne 34. Les pertes de solvant peuvent être compensées soit par des produits provenant de 1'unité, comme il sera expliqué plus loin, soit par un appoint extérieur amené par la ligne 34. La pression à l'intérieur de l'extracteur 27 peut être comprise entre 1 et 100 bars absolus, la températurq solvant entre 15 et 300 CZle taux massique charge étant compris entre 0,1 et 10. On recueille en tête de l'extracteur 27, par la ligne 38, la partie huileuse en solution dans le solvant. Ce mélange est conduit par la ligne 38 dans un ensemble de fractionnement 39. Dans un but de simplification, cet ensemble n'a pas été représenté dans le détail, mais il comprend en général un régulateur contrôlant une chute de pression, des évaporateurs et une colonne d'entratnement à la vapeur d'eau. A la sortie de l'ensemble 39 on recueille, d'une part, par la ligne 40,du solvant, qui est recyclé vers l'extracteur 27, par l'intermédiaire de la ligne 33, d'autre part, par la ligne 41, la partie huileuse,qui est conduite dans le bac 17. On récupère, au fond de l'extracteur 27, la partie bitumineuse précipitée et du solvant et ce mélange est conduit, par la ligne 42, dans un ensemble de fractionnement 43, qui comprend en général un four et un évaporateur. On recueille, à la sortie de l'ensemble 43, d'une part, par la ligne 49,du solvant, qui est recyclé à l'extracteur 27, par l'intermédiaire de la ligne 33 et, d'autre part, par la ligne 44, la partie bitumineuse. Les flux des lignes 31 et éventuellement 19 sont conduits, comme il a été dit précédemment,dans upe colonne de fractionnement 22. On recueille au sommet de la colonne 22, par la ligne 45, l'hydrogène sulfuré et les hydrocarbures à 1 et 2 atomes de carbone. Après élimination de l'hydrogène sulfuré par un traitement approprié, les hydrocarbures peuvent être brûlés dans un four. La fraction la plus lourde, recueillie au fond de la colonne 22 par la ligne 46 et constituée d'hydrocarbures ayant au moins 3 atomes de carbone, peut être conduite au bac 17, comme représenté sur la figure le Elle peut aussi servir, au moins en partie, d'appoint de solvant de désasphaltage. L'appoint en solvant de désasphaltage peut d'ailleurs provenir également de la fraction recueillie par la ligne 48, ou, comme il a été dit précédemment, de la ligne 35. Ces différentes variantes n'ont pas été représentéea, dans un but de simplification. La partie bitumineuse de la ligne 44 peut être conduite dans une unité de cokéfaction. Cette unité de cokéfaction peut être de diverses natures, mais, dans le cas d'une installation mettant en oeuvre le procédé selon l'invention et située sur le champ de production de la charge, il est plus intéressant que cette unité fournisse peu de coke et que celui-ci puisse être utilisé facilement comme combustible. C'est le cas des unités de cokéfaction en lit fluidisé, où le coke produit peut être aisément manipulé ou bien même gazéifié. Cette unité de cokéfaction permet de produire du coke et un effluent, qui, après séparation de l'hydrogène sulfuré et des hydrocarbures à 1 et 4 atomes de carbone qu'il contient, peut donner un produit contenant des hydrocarbures à 5 et plus de 5 atomes de carbone, pouvant constituer une partie du brut synthétique. Le pétrole brut synthétique obtenu dans le bac 17, qui provient donc de la ligne 41 et, éventuellement,des lignes 37, 16, 48 et 46, a une masse volumique plus faible que le produit de départ et contient moins de produits gênants comme le soufre, et surtout beaucoup moins de métaux comme le nickel et le vanadium, ye qui est fort intéressant pour le traitement ultérieur du pétrole brut. On se réfèrera maintenant à la figure 2, sur laquelle les éléments identiques à ceux représentés sur la figure 1 ont été repérés par les mêmes nombres affectés de l'indice Le début du traitement est le meme, mais il change au niveau du traitement de l'effluent recueilli par la ligne 23', à la sortie de l'enceinte de traitement thermique 1Q'. Le flux de la ligne 23' est conduit dang une tour de fractionnement 100. Les conditions opératoires de fonctionnement de cette tour sont choisies de façon à recueillir, respectivement - une fraction de tête, évacuée par la ligne 101 et contenant notamment l'hydrogène sulfuré et les hydrocarbures à 1 et 2 atomes de carbone, qui ne doivent pas être conduits dans l'extracteur de désasphaltage ; cette fraction peut,par exemple,avoir un point d'ébullition final compris entre 80 et 1600C ; - une fraction intermédiaire, ayant par exemple un point d'ébullition initial compris entre 80 et 1600C et un point d'ébullition final de l'ordre de 3700C t cette fraction, qui n'a pas besoin d'entre soumise au désasphaltage, peut constituer au moins en partie le brut synthétique et est donc conduite par la ligne 102 au bac 104, d'où le brut synthétique est recueilli par la ligne 105 ; - une fraction de fond, dont le point initial d'ébullition est par exemple supérieur à 3700C et qui est conduite dans un extracteur liquide-liquide de désasphaltage 106. La fraction de tête de la ligne 101 est conduite dans un ballon de reflux 107. On recueille au sommet du ballon 107, par la ligne 108, l'hydrogène sulfuré et la majeure partie des hydrocarbures ayant de 1 à 4 ou 5 atomes de carbone. Le flux de la ligne 108 est conduit dans une colonne de fractionnement 22', dont la fonction est identique à celle de la colonne 22 de la figure 1. On recueille au fond du ballon 107, par la ligne 109, une fraction essence, qui est recyclée, au moins en partie, à la tour 100 par la ligne 110. Elle peut également être conduite, au moins en partie, par une ligne non représentée, dans un but de simplification, à la ligne 6', pour servir de diluant à la charge,dans le cas de produits lourds. Elle peut enfin être également conduite, par la ligne 111, au bac 104, pour constituer une partie du brut synthétique. Le flux recueilli au fond de la tour 100 par la ligne 103 est conduit dans l'extracteur liquide-liquide de désasphaltage 106, dans lequel, comme décrit précédemment, est introduit un solvant par la ligne 112. La partie huileuse en solution dans le solvant, recueillie au sommet de l'extracteur 106, est conduite par la ligne 113 dans un ensemble de fractionnement 114. A la sortie de l'ensemble 114 on recueille, d'une part, par la ligne 115, le solvant, qui est recyclé à la colonne 106, par l'intermédiaire de la ligne 112, d'autre part, par la ligne 116, la partie huileuse, qui est conduite dans le bac 104. On récupère, au fond de l'extracteur 106, la partie bitumineuse précipitée et du solvant et ce mélange est conduit, par la ligne 117, directement dans un ensemble de fractionnement 118. A la sortie de cet ensemble 118, on recueille, d'une part, par la ligne 119, du solvant, qui est recyclé à 11 extracteur 106, par l'intermédiaire de la ligne 112, d'autre part, par la ligne 120, la partie bitumineuse. Un appoint de solvant peut être introduit par la ligne 121 dans l'extracteur 106, par l'intermédiaire de la ligne 121. Cet appoint peut provenir, selon les cas, des flux des lignes 46', 48' et 111. Comme dans le cas de la figure 1, une unité de cokéfaction peut être prévue, pour traiter la partie bitumineuse recueillie par la ligne 120. L'exemple qui suit, qui n'a pas de caractère limitatif, illustre l'invention. EXEMPLE Cet exemple concerne le traitement, par le procédé selon 1 invention, d'un pétrole brut, obtenu à partir d'un gisement par extraction à la vapeur d'eau. Le produit ainsi obtenu contient environ 25 % en poids d'eau, qui est éliminée, On obtient ainsi un produit hydrocarboné,dont les caractéristiques figurent gans le Tableau 2 ci-après. TABLEAU I EMI12.1 <tb> Masse <SEP> volumique <SEP> à <SEP> 15 C, <SEP> en <SEP> g/ml <SEP> 0,996 <tb> Soufre, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> 3,5 <tb> Asphaltènes, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> (1) <SEP> 7,8 <tb> Teneur <SEP> en <SEP> nickel, <SEP> en <SEP> p.p.m <SEP> 57 <tb> Teneur <SEP> en <SEP> vanadium, <SEP> en <SEP> pOp.m <SEP> 121 <tb> Résidu <SEP> "Conradson", <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> (2) <SEP> | <SEP> , <SEP> 12,7 <tb> (1) mesuré selon la norme AFNOR T 60-115. (2) mesuré selon la norme AFNOR T 60-116. Ce produit est ensuite traité dans une installation de laboratoire,suivant le procédé selon l'invention. La charge est d'abord fractionnée dans une colonne à la pression atmosphérique. On recueille une fraction 1, dont l'intervalle de point d'ébullition est compris entre 150 et 3500C, et une fraction 2, bouillant au-dessus de 350 C. Les rendements obtenus sont les suivants t - Fraction 1 : 16 % en poids, - Fraction 2 : 84 % en poids. Les caractéristiques des fractions 1 et 2 sont données dans le Tableau II ci-après t TABLEAU II EMI12.2 <tb> <SEP> Caractéristiques <SEP> Fraction <SEP> 1 <SEP> Fraction <SEP> 2 <tb> Masse <SEP> volumique <SEP> à <SEP> 150C, <SEP> en <SEP> g/ml <SEP> 0,893 <SEP> 1,036 <tb> Soufre, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> 1,13 <SEP> 4,17 <tb> Asphaltènes, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> traces <SEP> 15,4 <tb> Résidu <SEP> Conradson, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> non <SEP> mesuré <SEP> 20,2 <tb> Teneur <SEP> en <SEP> nickel, <SEP> en <SEP> p.p.m <SEP> < 2 <SEP> 70 <tb> Teneur <SEP> en <SEP> vanadium, <SEP> en <SEP> p.p,m <SEP> z <SEP> 2 <SEP> 146 <tb> On a ensuite traité la fraction 2 thermiquement,à une température de 4200 C. Deux traitements A et B ont été effectués t - le traitement A a été effectué pendant un temps de 1000 secondes, - le traitement B pendant un temps de 2500 secondes. Les caractéristiques des produits A et B obtenus, après élimination des gaz de point d'ébullition inférieur à 15 C, sont données dans le Tableau III ci-après s TABLEAU III EMI13.1 <tb> <SEP> Traitement <SEP> A <SEP> Traitement <SEP> B <tb> <SEP> Caractéristiques <tb> Produit <SEP> A <SEP> Produit <SEP> B <tb> <SEP> Masse <SEP> volumique <SEP> à <SEP> 15 C,en <SEP> g/ml <SEP> O, <SEP> 992 <SEP> 0, <SEP> 969 <SEP> <tb> <SEP> Soufre, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> 3,54 <SEP> 3,22 <tb> <SEP> Asphaltènes,en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> 10,6 <SEP> 6,93 <tb> <SEP> Résidu <SEP> Conradson,en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> 15,5 <SEP> 13,9 <tb> <SEP> Teneur <SEP> en <SEP> nickel,en <SEP> p.p.m <SEP> 68 <SEP> 59 <tb> <SEP> Teneur <SEP> en <SEP> vanadium <SEP> en <SEP> p.p.m <SEP> 142 <SEP> 129 <tb> On effectue ensuite sur ces produits A et B, ainsi que sur la fraction 2, avant traitement thermique, des essais de désasphaltage en faisant varier le solvant, la solvant température, la pression et le taux massique . charge On a pu tracer, d'après les résultats de ces essais : 1. les courbes représentant la masse volumique de l'huile désasphaltée, en fonction du rendement en huile en % en poids t ces courbes sont représentées sur la figure 3 des dessins annexés, 2. les courbes de rendement pondéral en huile en solvant en fonction du taux massique charge t ces courbes sont représentées sur la figure 4. Ces figures 3 et 4 vont être commentées successivement ci-après. On constate,d'après la figure 3,que, pour un même rendement en huile, la masse volumique de l'huile désasphaltée après traitement thermique de la charge est réduite et que la combinaison traitement thermique-désas- phaltage permet d'abaisser la masse volumique du produit à des valeurs qu'il est difficile d'obtenir par un simple désasphaltage de la charge. Par exemple, le Tableau IV ci-après donne les conditions opératoires du désasphaltage employées pour obtenir un rendement en huile voisin de 70 % en poids et les principales caractéristiques des huiles obtepues pour la fraction 2 non traitée thermiquement,ainsi que pour les produits A et B obtenus après traitement thermique de la fraction 2. On constate que la masse volumique dq Produit non traité theroiquement est plus importante. TABLEAU IV EMI15.1 Conditions <SEP> opératoires <SEP> Caractéristiques <SEP> des <SEP> huiles <SEP> obtenues <tb> Rendement <tb> Taux <tb> en <SEP> huile <SEP> Masse <SEP> Teneur <tb> massi Charge <SEP> Tempé- <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> volumi- <SEP> Soufre, <SEP> Résidu <SEP> en <SEP> Teneur <tb> que <tb> de <SEP> désas- <SEP> Essai <SEP> Solvant <SEP> rature, <SEP> Pression, <SEP> poids <SEP> par <SEP> que <SEP> à <SEP> en <SEP> % <SEP> Conradson, <SEP> nickel, <SEP> en <SEP> vanasolvant <tb> phaltage <SEP> n <SEP> en <SEP> C <SEP> en <SEP> bars <SEP> rapport <SEP> à <SEP> 15 C,en <SEP> en <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> en <SEP> dium, <SEP> en <tb> charge <tb> la <SEP> charge <SEP> g/ml <SEP> poids <SEP> poids <SEP> p.p.m <SEP> p.p.m <tb> Fraction <SEP> Butane <tb> 1 <SEP> 70 <SEP> 40 <SEP> 3,74 <SEP> 68,4 <SEP> 0,966 <SEP> 2,84 <SEP> 3,1 <SEP> 4 <SEP> 8 <tb> 2 <SEP> (1) <tb> Butane <tb> 2 <SEP> 125 <SEP> 40 <SEP> 2,22 <SEP> 69,5 <SEP> 0,957 <SEP> 2,80 <SEP> 4,15 <SEP> 7 <SEP> 8 <tb> (1) <tb> Produit <SEP> Butane <tb> 3 <SEP> 125 <SEP> 40 <SEP> 2,76 <SEP> 70,5 <SEP> 0,957 <SEP> 2,70 <SEP> 3,64 <SEP> 6 <SEP> 7 <tb> A <SEP> (1) <tb> Butane <tb> 4 <SEP> 125 <SEP> 40 <SEP> 5 <SEP> 70,8 <SEP> 0,954 <SEP> 2,26 <SEP> 2,83 <SEP> 5 <SEP> 4 <tb> (1) <tb> Propane <tb> 5 <SEP> 90 <SEP> 45 <SEP> 3,05 <SEP> 69,4 <SEP> 0,913 <SEP> 2,40 <SEP> 0,74 <SEP> < 2 <SEP> < 2 <tb> Produit <SEP> (2) <tb> <SEP> B <tb> Propane <tb> 6 <SEP> 90 <SEP> 45 <SEP> 6 <SEP> 70,5 <SEP> 0,911 <SEP> 2,48 <SEP> 0,20 <SEP> < 2 <SEP> < 2 <tb> (2) <tb> (1) Composition du butane, en % molaire : (2) Composition du propane, en % molaire : - méthane : 0,05 - normal butane : 72,68 - éthane : 1,53 - éthane : 0,03 - butènes : 0,39 - propane : 94,71 - propane : 5,30 - isopentane : 0,27 - isobutane : 3,40 - isobutane : 21,25 - normal pentane : 0,03 - normal butane : 0,36 Si on mélange la fraction 1 du Tableau II et les produits obtenus à partir de A et B du Tableau IV, on obtient des pétroles bruts synthétiques,dont les rendements et les caractéristiques figurent dans le Tableau V ci-après. TABLEAU V EMI17.1 Caractéristiques <SEP> de <SEP> pétroles <SEP> bruts <SEP> synthétiques <tb> Rendement <SEP> par <tb> rapport <SEP> au <SEP> Masse <SEP> Résidu <tb> Charge <SEP> Essai <SEP> Teneur <SEP> en <SEP> Teneur <SEP> en <tb> pétrole <SEP> brut <SEP> volumique <SEP> Soufre, <SEP> en <SEP> Conradson, <tb> désasphaltée <SEP> n <SEP> nickel,en <SEP> vanadium, <tb> de <SEP> départ, <SEP> en <SEP> à <SEP> 15 C, <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> en <SEP> % <SEP> en <tb> p.p.m <SEP> en <SEP> p.p.m <tb> <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> en <SEP> g/ml <SEP> poids <tb> 2 <SEP> 74,4 <SEP> 0,943 <SEP> 2,4 <SEP> 3,3 <SEP> 5 <SEP> 6 <tb> Produit <SEP> A <SEP> 3 <SEP> 75,2 <SEP> 0,942 <SEP> 2,4 <SEP> 2,9 <SEP> 5 <SEP> 6 <tb> 4 <SEP> 75,5 <SEP> 0,941 <SEP> 2,0 <SEP> 2,2 <SEP> 4 <SEP> 3 <tb> 5 <SEP> 74,3 <SEP> 0,909 <SEP> 2,1 <SEP> 0,6 <SEP> < 2 <SEP> < 2 <tb> Produit <SEP> B <tb> 6 <SEP> 75,2 <SEP> 0,907 <SEP> 2,2 <SEP> 0,2 <SEP> < 2 <SEP> < 2 <tb> Les pétroles bruts synthétiques obtenus par le procédé selon l'invention présentent une masse volumique et des teneurs en nickel, vanadium et soufre plus faibles que le pétrole brut de départ. Leur résidu Conradson est aussi beaucoup moins élevé. Pour un même rendement en pétrole brut synthétique, les teneurs en nickel et en vanadium et le résidu Conradson diminuent nettement avec une augmentation de la durée du traitement thermique à 4200C. On se réfèrera maintenant aux courbes de la figure 4. Les courbes représentées sur cette figure ont été tracées à partir d'essais effectués en faisant varier le taux solvant massique , dans les conditions suivantes : charge - solvant : propane (voir composition donnée précédemment,en relation avec le Tableau IV), - pression : 45 bars, - température t 90 C. On constate que le rendement en huile est plus fort pour les produits traités thermiquement que pour un produit simplement désasphalté. Le Tableau VI ci-après donne les résultats pour un solvant taux massique voisin de 2. charge TABLEAU VI EMI19.1 Caractéristiques <SEP> des <SEP> produits <SEP> obtenus <tb> Rendement <SEP> en <tb> huile, <SEP> en <SEP> % <tb> Masse <SEP> volu Produit <SEP> de <SEP> en <SEP> poids <SEP> par <tb> mique <SEP> à <SEP> Soufre, <SEP> en <SEP> Teneur <SEP> en <SEP> Teneur <SEP> en <tb> départ <SEP> rapport <SEP> au <tb> 15 C, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> nickel, <SEP> en <SEP> vanadium, <tb> produit <SEP> de <tb> g/ml <SEP> p.p.m <SEP> en <SEP> p.p.m <tb> départ <tb> Fraction <SEP> 2 <SEP> 10 <SEP> 0,927 <SEP> 1,8 <SEP> < <SEP> 2 <SEP> < <SEP> 2 <tb> A <SEP> 36,5 <SEP> 0,914 <SEP> 2,3 <SEP> < <SEP> 2 <SEP> < <SEP> 2 <tb> B <SEP> 73 <SEP> 0,919 <SEP> 2,4 <SEP> < <SEP> 2 <SEP> < <SEP> 2 <tb> Le procédé selon l'invention permet donc d'obtenir, dans les mêmes conditions opératoires, un meilleur rendement en huile et de masse volumique plus faible. Si on mélange la fraction 1 du Tableau Il et les produits obtenus à partir de A et B du Tableau VI, on obtient des pétroles bruts synthétiques dont les rendements et les caractéristiques figurent dans le Tableau VII ci-après. TABLEAU VII EMI21.1 Caractéristiques <SEP> des <SEP> pétroles <SEP> bruts <SEP> synthétiques <tb> Rendement <SEP> par <tb> rapport <SEP> au <tb> Charge <SEP> Masse <SEP> volupétrole <SEP> brut <SEP> Teneur <SEP> en <SEP> Teneur <SEP> en <tb> désasphaltée <SEP> mique <SEP> à <SEP> Soufre, <SEP> en <tb> de <SEP> départ, <SEP> en <SEP> nickel,en <SEP> vanadium, <tb> 15 C, <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <tb> <SEP> % <SEP> en <SEP> poids <SEP> p.p.m <SEP> en <SEP> p.p.m <tb> g/ml <tb> A <SEP> 46,7 <SEP> 0,907 <SEP> 1,9 <SEP> < <SEP> 2 <SEP> < <SEP> 2 <tb> B <SEP> 77,3 <SEP> 0,913 <SEP> 2,1 <SEP> < <SEP> 2 <SEP> < <SEP> 2 <tb> Les pétroles bruts synthétiques obtenus par le proçédé selon l'invention présentent une masse volumique et des teneurs en nickel et vanadium plus faibles que le pétrole brut de départ.

Claims: REVENDICATIONS 1.- Procédé d'obtention de pétrole brut synthétique à partir d'une charge hydrocarbonée ayant une masse volumique supérieure0 ce procédé étant caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes t a/ le fractionnement éventuel de la charge hydrocarbonée en au moins deux fractions - au moins une fraction légère, contenant la plus grande partie des composés ayant les pointu d'ébul¯ lition les plus faibles, - une fraction lourde, contenant la plus grande partie des composés ayant les points d'ébullition les plus élevés, b/ le traitement thermique t - soit de la charge bydrocarbonée, quand le fractionnement de l'étape waf n'est pas effectué, - soit de la fraction lourde, quand le fractionne- ment de la charge a lieu, ledit traitement thermique conduisant à l'obtention d'un effluent qui est fractionné pour donner (1) un premier mélange contenant de l'hydrogène, de l'hydrogène sulfuré et des hydrocarbures de poids moléculaires peu élevés, (2) au moins un second mélange constitué d'hydrocarbures de poids moléculaires plus élevés que ceux contenus dan; le premier mélange, c/ le traitement par un solvant, du second mélange obtenu dans l'étape Ub", ledit traitement conduisant & l'obtention - d'une part, d'une partie bitumineuse, - d'autre part, d'une partie huileuse,qui constitue, au moins en partie, le pétrole brut synthétique. 2.- Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le fractionnement de l'effluent provenant du traitement thermique est constitué par deux séparations qui donnent, outre le premier mélange et le deuxième mélange, un troisième mélange constitué d'hydrocarbures. 3.- Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'au moins une partie du troisième mélange d'hydrocarbures est utilisée comme solvant dans l'étape cu 4.- Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'au moins une partie du troisième mélange d'hydrocarbures constitue, au moins en partie, le pétrole brut synthétique. 5.- Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le fractionnement de l'effluent provenant du traitement thermique est effectué en une seule étape, de façon à donner un troisième mélange d'hydrocarbures de points d'ébullition compris entre les hydrocarbures de premier. mélange et ceux du deuxième mélange, ledit troisième mélange constituant au moins en parti le pétrole brut synthétique. 6.- Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que la charge hydrocarbonée est soumise à une opération de dessalage et en ce que, préalablement à ce dessalage, la charge est additionnée d'au moins une partie des hydrocarbures contenus dans la fraction légère obtenue dans le fractionnement éventuel de l'étape "a". 7.- Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'au moins une partie des hydrocarbures contenus dans la fraction légère obtenue dans le fractionnement éventuel de l'étape "a" constitue, au moins en partie, le pétrole brut synthétique. 8.- Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que la partie huileuse est soumise à une cokéfaction et en ce qu'au moins une partie de l'effluent de la cokéfaction constitue une partie de pétrole brut synthétique.

Inventors: DEVANNEAUX, JACQUES, YACONO, CHARLES
Applicants: COMPAGNIE FRANCAISE DE RAFFINAGE SOCIETE ANONYME DITE:
Application year: 1982
Main classification: C10G55
IPC codes: C10G55