La raffinerie d'Orsk a commencé le lancement test de son complexe d'hydrocraquage. Projet de fabrication et de fourniture de réacteurs d'hydrocraquage à la raffinerie RN-Tuapse (JSC NK Rosneft) Les raffineries reconstruites ont commencé à produire des produits pétroliers de qualité européenne, et dans les régions

L'hydrocraquage est destiné à la production de distillats de carburant à faible teneur en soufre à partir de diverses matières premières.

L'hydrocraquage est un procédé de génération ultérieure au craquage catalytique et au reformage catalytique, il accomplit donc plus efficacement les mêmes tâches que ces 2 procédés.

Les matières premières utilisées dans les installations d'hydrocraquage sont les gazoles sous vide et atmosphériques, les gazoles de craquage thermique et catalytique, les huiles désasphaltées, les fiouls et les goudrons.

Une unité technologique d'hydrocraquage est généralement constituée de 2 blocs :

Unité de réaction, comprenant 1 ou 2 réacteurs,

Une unité de fractionnement composée d'un nombre différent de colonnes de distillation.

Les produits d'hydrocraquage sont l'essence moteur, le carburéacteur et le diesel, les matières premières pour la synthèse pétrochimique et le GPL (issu de fractions essence).

L'hydrocraquage peut augmenter le rendement des composants de l'essence, généralement en convertissant des matières premières telles que le gazole.

La qualité des composants de l'essence ainsi obtenue est impossible à atteindre en faisant repasser le gazole par le processus de craquage au cours duquel il a été obtenu.

L'hydrocraquage permet également la conversion du gazole lourd en distillats légers (carburant aviation et diesel). Lors de l'hydrocraquage, aucun résidu lourd non distillable (coke, brai ou résidu de fond) ne se forme, mais seulement des fractions légèrement bouillantes.

Avantages de l'hydrocraquage

La présence d'une unité d'hydrocraquage permet à la raffinerie de passer de la production de grandes quantités d'essence (lorsque l'unité d'hydrocraquage est en fonctionnement) à la production de grandes quantités de gazole (lorsque celle-ci est éteinte).

L'hydrocraquage améliore la qualité des composants de l'essence et du distillat.

Le procédé d'hydrocraquage utilise les pires composants du distillat et produit un composant essence de qualité supérieure à la moyenne.

Le processus d'hydrocraquage produit des quantités importantes d'isobutane, ce qui est utile pour contrôler la quantité de matière première dans le processus d'alkylation.

L'utilisation d'unités d'hydrocraquage augmente le volume des produits de 25 %.

Il existe environ 10 types différents d’hydrocraqueurs couramment utilisés aujourd’hui, mais ils sont tous très similaires à une conception typique.

Les catalyseurs d'hydrocraquage sont moins chers que les catalyseurs de craquage catalytique.

Processus technologique

Le mot hydrocraquage s’explique très simplement. Il s’agit du craquage catalytique en présence d’hydrogène.

L'introduction de gaz froid contenant de l'hydrogène dans les zones situées entre les couches du catalyseur permet d'égaliser la température du mélange de matières premières sur la hauteur du réacteur.

Le mouvement du mélange de matières premières dans les réacteurs est descendant.

La combinaison de l'hydrogène, d'un catalyseur et du mode de traitement approprié permet le craquage du gazole léger de mauvaise qualité, qui se forme dans d'autres usines de craquage et est parfois utilisé comme composant du carburant diesel.
L'unité d'hydrocraquage produit de l'essence de haute qualité.

Les catalyseurs d'hydrocraquage sont généralement des composés soufrés avec du cobalt, du molybdène ou du nickel (CoS, MoS 2, NiS) et de l'oxyde d'aluminium.
Contrairement au craquage catalytique, mais similaire au reformage catalytique, le catalyseur est situé dans un lit fixe. Comme le reformage catalytique, l’hydrocraquage est le plus souvent réalisé dans 2 réacteurs.

La matière première fournie par la pompe est mélangée avec du gaz frais contenant de l'hydrogène et du gaz en circulation, qui sont pompés par le compresseur.

Le mélange de gaz brut, après avoir traversé l'échangeur de chaleur et les serpentins du four, est chauffé à une température de réaction de 290 à 400 °C (550 à 750 °F) et sous une pression de 1 200 à 2 000 psi (84 à 140 atm). introduit dans le réacteur par le haut. Compte tenu du dégagement de chaleur important lors du processus d'hydrocraquage, du gaz froid contenant de l'hydrogène (circulation) est introduit dans le réacteur dans les zones situées entre les couches de catalyseur afin d'égaliser les températures sur la hauteur du réacteur. Lors du passage à travers le lit catalytique, environ 40 à 50 % de la charge d'alimentation est craquée pour former des produits ayant des points d'ébullition similaires à ceux de l'essence (point d'ébullition jusqu'à 200 °C (400 °F).

Le catalyseur et l’hydrogène se complètent de plusieurs manières. Premièrement, des fissures se produisent sur le catalyseur. Pour que la fissuration se poursuive, un apport de chaleur est nécessaire, c'est-à-dire qu'il s'agit d'un processus endothermique. Dans le même temps, l'hydrogène réagit avec les molécules formées lors du craquage, les saturant, ce qui libère de la chaleur. Autrement dit, cette réaction, appelée hydrogénation, est exothermique. Ainsi, l’hydrogène fournit la chaleur nécessaire à la fissuration.

Deuxièmement, c'est la formation d'isoparaffines. Le craquage produit des oléfines qui peuvent se combiner les unes avec les autres, conduisant à des paraffines normales. En raison de l'hydrogénation, les doubles liaisons sont rapidement saturées, créant souvent des isoparaffines, et empêchant ainsi la reproduction de molécules indésirables (les indices d'octane des isoparaffines sont plus élevés que dans le cas des paraffines normales).

Le mélange de produits de réaction et de gaz en circulation sortant du réacteur est refroidi dans un échangeur de chaleur, un réfrigérateur et pénètre dans le séparateur haute pression. Ici, le gaz contenant de l'hydrogène, destiné à être renvoyé au processus et mélangé à la matière première, est séparé du liquide qui, du fond du séparateur, via un réducteur de pression, pénètre ensuite dans le séparateur basse pression. Une partie des gaz d'hydrocarbures est libérée dans le séparateur et le flux liquide est envoyé vers un échangeur de chaleur situé devant la colonne de distillation intermédiaire pour une distillation ultérieure. Dans la colonne, en légère surpression, des gaz d'hydrocarbures et de l'essence légère sont libérés. La fraction kérosène peut être séparée sous forme de flux secondaire ou laissée avec le gazole comme résidu de distillation.

L'essence est partiellement renvoyée vers la colonne de distillation intermédiaire sous forme d'irrigation aiguë, et le reste est pompé hors de l'installation via le système « d'alcalinisation ». Le résidu de la colonne de distillation intermédiaire est séparé dans une colonne atmosphérique en essence lourde, carburant diesel et fraction >360°C. Les matières premières de cette opération ayant déjà été soumises à l'hydrogénation, au craquage et au reformage dans le 1er réacteur, le processus dans le 2ème réacteur se déroule selon un mode plus sévère (températures et pressions plus élevées). Comme les produits de la 1ère étape, le mélange sortant du 2ème réacteur est séparé de l'hydrogène et envoyé au fractionnement.

L'épaisseur des parois du réacteur en acier pour le procédé se déroulant à 2000 psi (140 atm) et 400°C atteint parfois 1 cm.

La tâche principale est d'empêcher les fissures de devenir incontrôlables. Le processus global étant endothermique, une augmentation rapide de la température et une augmentation dangereuse de la vitesse de fissuration sont possibles. Pour éviter cela, la plupart des hydrocraqueurs contiennent des dispositifs intégrés permettant d'arrêter rapidement la réaction.

L'essence de la colonne atmosphérique est mélangée à l'essence de la colonne intermédiaire et évacuée de l'installation. Le carburant diesel après la colonne de stripping est refroidi, « alcalinisé » et pompé hors de l'installation. La fraction >360°C est utilisée comme flux chaud en pied de colonne atmosphérique, et le reste (résidu) est évacué de l'installation. Dans le cas de la production de fractions pétrolières, l'unité de fractionnement dispose également d'une colonne sous vide.

La régénération du catalyseur est réalisée avec un mélange d'air et de gaz inerte ; La durée de vie du catalyseur est de 4 à 7 mois.

Produits et sorties.

La combinaison du craquage et de l'hydrogénation produit des produits dont la densité relative est nettement inférieure à la densité de la matière première.

Vous trouverez ci-dessous une répartition typique des rendements des produits d'hydrocraquage lorsque du gazole provenant d'une unité de cokéfaction et des fractions légères provenant d'une unité de craquage catalytique sont utilisés comme charge d'alimentation.

Les produits d'hydrocraquage sont 2 fractions principales utilisées comme composants de l'essence.

Fractions volumiques

Gazole à coke 0,60

Fractions légères issues de l'unité de craquage catalytique 0,40

Des produits:

Isobutane 0,02

N-Butane 0,08

Produit léger d'hydrocraquage 0,21

Produit lourd d'hydrocraquage 0,73

Fractions de kérosène 0,17

Rappelons qu'à partir d'1 unité de matières premières, on obtient environ 1,25 unités de produits.

Il n'indique pas la quantité d'hydrogène requise, qui est mesurée en pieds standards / baril d'alimentation.

La consommation habituelle est de 2500 st.

Le produit lourd de l’hydrocraquage est le naphta, qui contient de nombreux précurseurs aromatiques (c’est-à-dire des composés facilement transformables en aromatiques).

Ce produit est souvent envoyé à un reformeur pour mise à niveau.

Les fractions de kérosène constituent un bon carburéacteur ou une bonne matière première pour le carburant distillé (diesel), car elles contiennent peu d'aromatiques (en raison de la saturation des doubles liaisons avec l'hydrogène).

Hydrocraquage du résidu.

Il existe plusieurs modèles d'hydrocraqueurs spécialement conçus pour traiter les résidus ou les résidus de distillation sous vide.

Le rendement est supérieur à 90 % de combustible résiduel (chaudière).

L'objectif de ce procédé est d'éliminer le soufre résultant de la réaction catalytique de composés soufrés avec l'hydrogène pour former du sulfure d'hydrogène.

Ainsi, un résidu ne contenant pas plus de 4 % de soufre peut être transformé en fioul lourd contenant moins de 0,3 % de soufre.
L’utilisation d’unités d’hydrocraquage est nécessaire dans le schéma global de raffinage du pétrole.

D’une part, l’hydrocraqueur est le point central car il permet d’établir un équilibre entre la quantité d’essence, de diesel et de carburéacteur.
En revanche, les débits d'alimentation et les modes opératoires des unités de craquage catalytique et de cokéfaction ne sont pas moins importants.
De plus, l’alkylation et le reformage doivent également être pris en compte lors de la planification de la distribution des produits d’hydrocraquage.

Les processus de traitement des fractions pétrolières en présence d’hydrogène sont appelés hydrogénation. Ils se produisent à la surface des catalyseurs d'hydrogénation en présence d'hydrogène à des températures (250-420 °C) et à des pressions élevées (de 2,5-3,0 jusqu'à 32 MPa). De tels processus sont utilisés pour réguler la composition en hydrocarbures et fractionnée des fractions pétrolières traitées, les purifier des composés contenant du soufre, de l'azote et de l'oxygène, des métaux et autres impuretés indésirables, améliorer les caractéristiques opérationnelles (de consommation) des carburants pétroliers, des huiles et des produits pétrochimiques. matières premières. L'hydrocraquage vous permet d'obtenir une large gamme de produits pétroliers à partir de presque toutes les matières premières pétrolières en sélectionnant des catalyseurs et des conditions de fonctionnement appropriés. Il s'agit donc du processus de raffinage du pétrole le plus polyvalent, le plus efficace et le plus flexible. La division des procédés d'hydrogénation en hydrocraquage et hydrotraitement est assez arbitraire en fonction des propriétés des catalyseurs utilisés, de la quantité d'hydrogène utilisée et des paramètres technologiques du procédé (pression, température, etc.).

Par exemple, la terminologie suivante est acceptée : « Hydrotraitement », « Hydroraffinage » et « Hydrocraquage ». L'hydrotraitement comprend des processus dans lesquels il n'y a pas de changement significatif dans la structure moléculaire de la matière première (par exemple, désulfuration à une pression de 3 à 5 MPa). L'hydrotraitement comprend des processus dans lesquels jusqu'à 10 % de la matière première subit une modification de la structure moléculaire (désulfuration - désaromatisation - déazotation à une pression de 6-12 MPa). L'hydrocraquage est un procédé (haute pression - plus de 10 MPa et moyenne pression - moins de 10 MPa) dans lequel plus de 50 % de la matière première est soumise à une destruction avec diminution de la taille moléculaire. Dans les années 80 du XXe siècle. Les procédés d'hydroffinage avec une conversion inférieure à 50 % ont été appelés hydrocraquage doux ou léger, qui ont commencé à inclure des procédés intermédiaires avec hydrodestruction des matières premières de 10 à 50 % à des pressions inférieures et supérieures à 10 MPa. La capacité des installations d'hydrocraquage (millions de tonnes/an) dans le monde est d'environ 230, et celle d'hydrotraitement et d'hydroffinage - de 1 380, dont en Amérique du Nord - 90 et 420, respectivement ; en Europe occidentale - 50 et 320 ; en Russie et dans la CEI - 3 et 100.

L'histoire du développement des procédés industriels d'hydrogénation a commencé avec l'hydrogénation des produits de liquéfaction du charbon. Même avant la Seconde Guerre mondiale, l'Allemagne a obtenu un grand succès dans la production d'essence synthétique (syntine) grâce au traitement d'hydrogénation du charbon (basé sur l'utilisation de la synthèse Fischer-Tropsch), et pendant la Seconde Guerre mondiale, l'Allemagne a produit plus de 600 000 tonnes/an de carburants liquides synthétiques, qui couvraient l'essentiel de la consommation du pays. Actuellement, la production mondiale de combustibles liquides artificiels à base de charbon est d’environ 4,5 millions de tonnes/an. Après l'introduction industrielle généralisée du reformage catalytique, qui produit un excès d'hydrogène bon marché comme sous-produit, une période de diffusion massive de divers procédés d'hydrotraitement de fractions de pétrole brut (d'ailleurs nécessaires aux procédés de reformage) et de produits de raffinage commerciaux (essence, kérosène, diesel et fractions pétrolières) commence.

L'hydrocraquage (HC) permet d'obtenir des produits pétroliers légers (essence, kérosène, fractions diesel et gaz liquéfiés C3-C4) à partir de presque toutes les matières premières pétrolières en sélectionnant des catalyseurs et des conditions technologiques de traitement appropriés. Parfois, le terme « hydroconversion » est utilisé comme synonyme du terme hydrocraquage. La première installation GK a été lancée en 1959 aux États-Unis. La plupart des procédés GC impliquent le traitement de matières premières distillées : gazoles lourds atmosphériques et sous vide, gazoles de craquage catalytique et de cokéfaction, ainsi que des agents de désasphaltage. Les produits résultants sont des gaz d'hydrocarbures saturés (saturés), une fraction d'essence à indice d'octane élevé, des fractions à faible solidification de diesel et de carburéacteurs.

L'hydrocraquage de matières premières contenant des quantités importantes de composés à base de soufre, d'azote, d'oxygène et d'autres éléments est généralement réalisé en deux étapes (Fig. 2.22). Dans un premier temps, un hydrocraquage doux peu profond est effectué en mode hydrotraitement pour éliminer les impuretés indésirables, qui sont généralement des poisons des catalyseurs ou réduisent leur activité. Les catalyseurs de cette étape sont identiques aux catalyseurs d'hydrotraitement classiques et contiennent des oxydes et sulfures de nickel, cobalt, molybdène et tungstène sur différents supports - alumine active, aluminosilicate ou zéolithes spéciales. Dans la deuxième étape, la matière première préparée et purifiée, ne contenant pas plus de 0,01 % de soufre et pas plus de 0,0001 % d'azote, subit un hydrocraquage dur basique sur des catalyseurs à base de palladium ou de platine sur un support - zéolites de type Y.

L'hydrocraquage des fractions de gazole lourd est utilisé pour produire de l'essence, du carburéacteur et du diesel, ainsi que pour améliorer la qualité des huiles, du combustible de chaudière et des matières premières de pyrolyse et de craquage catalytique. L'hydrocraquage des distillats sous vide à faible teneur en soufre en essence est réalisé en une seule étape sur des catalyseurs sulfurés résistants à l'empoisonnement par des composés hétéroorganiques à une température de 340-420°C et une pression de 10-20 MPa avec un rendement en essence de 30- 40% et jusqu'à 80-90 vol. %. Si la matière première contient plus de 1,5 % de soufre et 0,003 à 0,015 % d'azote, un processus en deux étapes est utilisé avec un hydrotraitement de la matière première dans la première étape. L'hydrocraquage au cours de la deuxième étape se produit à une température de 290 à 380 °C et à une pression de 7 à 10 MPa. Le débit d'essence atteint 70-120 vol. % pour les matières premières, l'essence légère obtenue jusqu'à 190 °C est utilisée comme composant à indice d'octane élevé de l'essence commerciale, l'essence lourde peut être envoyée au reformage. L'hydrocraquage des gazoles lourds en fractions moyennes (carburant et gazole) est également réalisé en une ou deux étapes.

Au cours de l'essence, obtenez jusqu'à 85 % de carburant jet ou diesel. Par exemple, le procédé domestique d'hydrocraquage de gazole sous vide en une étape sur un catalyseur contenant de la zéolithe de type GK-8 peut produire jusqu'à 52 % de carburéacteur ou jusqu'à 70 % de carburant diesel d'hiver avec une teneur en hydrocarbures aromatiques de 5. -7%. L'hydrocraquage des distillats sous vide d'huiles soufrées s'effectue en deux étapes. En incluant l'hydrocraquage dans le schéma technologique d'une raffinerie, une grande flexibilité est obtenue dans la production de ses produits commerciaux.

Dans une même installation d'hydrocraquage, différentes options de production d'essence, de carburéacteur ou de diesel sont possibles en modifiant le régime technologique d'hydrocraquage et l'unité de rectification du fractionnement des produits de réaction. Par exemple, la version essence produit une fraction essence avec un rendement allant jusqu'à 51 % de matières premières et une fraction diesel de 180 à 350 °C avec un rendement de 25 % de matières premières. La fraction essence est divisée en essence légère C5-C6 avec RON = 82 et essence lourde Su-Syu avec RON = 66 avec une teneur en soufre allant jusqu'à 0,01 %. La fraction Cy-C^ peut être envoyée au reformage catalytique pour augmenter son indice d'octane. La fraction diesel a un indice de cétane de 50 à 55, pas plus de 0,01 % de soufre et un point d'écoulement ne dépassant pas moins 10 °C (composant du carburant diesel d'été).

Contrairement au craquage catalytique, les gaz C3-C4 et les fractions liquides de l'hydrocraquage ne contiennent que des hydrocarbures stables saturés et ne contiennent pratiquement pas de composés hétéroorganiques ; ils sont moins aromatisés que les gazoles du craquage catalytique. Avec l'option carburéacteur, il est possible d'obtenir jusqu'à 41 % de la fraction 120-240 °C, ce qui répond aux exigences standard du carburéacteur. Avec l'option diesel, il est possible de produire 47 ou 67 % de la fraction diesel avec un indice de cétane d'environ 50.

Un domaine prometteur de l'hydrocraquage est le traitement des fractions pétrolières (distillats sous vide et huiles désasphaltées). L'hydrogénation profonde des fractions pétrolières augmente leur indice de viscosité de 36 à 85-140 tout en réduisant la teneur en soufre de 2 à 0,04-0,10 %, la cokéfaction est réduite de près d'un ordre de grandeur et le point d'écoulement est réduit. En sélectionnant le mode technologique d'hydrocraquage, il est possible d'obtenir des fractions d'huile de base avec un indice de viscosité élevé à partir de presque toutes les huiles. Lors de l'hydrocraquage des fractions pétrolières, des réactions d'hydroisomérisation des alcanes normaux (solidification à des températures plus élevées) se produisent, de sorte que l'hydroisomérisation abaisse le point d'écoulement (en raison d'une augmentation des isoparaffines dans les huiles) et élimine le besoin de déparaffinage des huiles avec des solvants. L'hydroisomérisation des fractions kérosène-gasoil sur des catalyseurs bifonctionnels aluminium-platine ou des sulfures de nickel et de tungstène sur oxyde d'aluminium permet d'obtenir du gazole avec un point d'écoulement allant jusqu'à moins 35°C.

L'hydrocraquage, combinant reformage et hydrocraquage sélectif, appelé sélectoformage, augmente l'indice d'octane du reformat ou du raffinat (après séparation des hydrocarbures aromatiques) de 10 à 15 points à une température d'environ 360°C, une pression de 3 MPa et un contenant d'hydrogène débit de gaz de 1000 nm3/m3 de matière première sur un catalyseur contenant de la zéolithe avec une taille de fenêtre d'entrée de 0,50-0,55 nm avec des métaux actifs du groupe du platine, du nickel ou avec des oxydes ou sulfures de molybdène et de tungstène. En éliminant sélectivement les alcanes normaux des fractions de kérosène et de diesel, le point d'écoulement des carburants aviation et diesel est réduit à moins 50-60 °C, et le point d'écoulement des huiles peut être abaissé de 6 à moins 40-50 °C.

L'hydrodésaromatisation est le principal processus de production de carburéacteurs de haute qualité à partir de matières premières de distillation directe (avec une teneur en arène de 14 à 35 %) et secondaires (avec une teneur en arène allant jusqu'à 70 %). Le carburéacteur destiné à l'aviation supersonique, par exemple le T-6, ne devrait pas en contenir plus de 10 mai. % Hydrocarbures aromatiques. Ainsi, la valorisation des fractions de carburéacteur est réalisée par hydrotraitement en mode hydrodésaromatisation. Si la matière première contient moins de 0,2 % de soufre et moins de 0,001 % d'azote, l'hydrocraquage est effectué en une seule étape sur un catalyseur zéolitique au platine à une température de 280-340 °C et une pression de 4 MPa avec le degré d'élimination (conversion) des arènes jusqu'à 75-90%.

Pour des teneurs en soufre et en azote plus élevées dans la matière première, l'hydrocraquage est réalisé en deux étapes. Les matières premières recyclées sont traitées dans des conditions plus strictes, à une température de 350 à 400 °C et à une pression de 25 à 35 MPa. L'hydrocraquage est un procédé très coûteux (forte consommation d'hydrogène, équipements haute pression coûteux), mais il est depuis longtemps largement utilisé industriellement. Ses principaux avantages sont la flexibilité technologique du procédé (la capacité de produire différents produits cibles sur un seul équipement : fractions essence, kérosène et diesel à partir d'une grande variété de matières premières : de l'essence lourde aux fractions pétrolières résiduelles) ; le rendement du carburéacteur augmente de 2-3 à 15 % pour le pétrole, et le rendement du carburant diesel d'hiver - de 10-15 à 100 % ; haute qualité des produits obtenus conformément aux exigences modernes.

Les procédés d’hydrotraitement sont largement utilisés dans les industries du raffinage du pétrole et de la pétrochimie. Ils sont utilisés pour produire de l’essence à indice d’octane élevé, pour améliorer la qualité du diesel, des carburéacteurs et des chaudières ainsi que des huiles de pétrole. L'hydrotraitement élimine le soufre, l'azote, les composés oxygénés et les métaux des fractions pétrolières, réduit la teneur en composés aromatiques et élimine les hydrocarbures insaturés en les convertissant en d'autres substances et hydrocarbures. Dans ce cas, le soufre, l'azote et l'oxygène sont presque complètement hydrogénés et convertis dans un environnement hydrogène en sulfure d'hydrogène H2S, ammoniac NH3 et eau H20, les composés organométalliques se décomposent à 75-95% avec libération de métal libre, qui est parfois un catalyseur poison. Pour l'hydrotraitement, divers catalyseurs résistants à l'empoisonnement par divers poisons sont utilisés. Ce sont des oxydes et sulfures de métaux coûteux : nickel Ni, cobalt Co, molybdène Mo et tungstène W, sur oxyde d'aluminium A1203 avec d'autres additifs. La plupart des procédés d'hydrotraitement utilisent des catalyseurs aluminium-cobalt-molybdène (ACM) ou aluminium-nickel-molybdène (ANM). Les catalyseurs ANM peuvent avoir un additif zéolitique (type G-35). Ces catalyseurs sont généralement fabriqués sous forme de granulés cylindriques irréguliers d’une taille de 4 mm et d’une densité apparente de 640 à 740 kg/m3. Lors du démarrage des réacteurs, les catalyseurs sont sulfurés (procédé de sulfuration) avec un mélange gazeux d'hydrogène sulfuré et d'hydrogène. Les catalyseurs ANM et aluminium-cobalt-tungstène (AKV) sont conçus pour l’hydrotraitement en profondeur de matières premières lourdes et hautement aromatiques, de paraffines et d’huiles. La régénération des catalyseurs pour brûler le coke à partir de sa surface est réalisée à une température de 530 °C. Les processus d'hydrotraitement sont généralement limités à une température de 320 à 420 °C et à une pression de 2,5 à 4,0, moins souvent de 7 à 8 MPa. La consommation de gaz contenant de l'hydrogène (HCG) varie de 100-600 à 1000 nm3/m3 de matière première selon le type de matière première, la perfection du catalyseur et les paramètres du procédé.

L'hydrotraitement des coupes essences est principalement utilisé dans leur préparation au reformage catalytique. Température d'hydrotraitement 320-360 °C, pression 3-5 MPa, consommation VSG 200-500 nm3/m3 de matière première. Lors de la purification des fractions essence du craquage catalytique et thermique, la consommation de VSG est supérieure à 400-600 nm3/m3 de matières premières.

L'hydrotraitement des fractions kérosènes est réalisé sur un catalyseur plus actif à une pression allant jusqu'à 7 MPa pour réduire la teneur en soufre à moins de 0,1% et en hydrocarbures aromatiques jusqu'au 10-18 mai. %.

Plus de 80 à 90 % des fractions sont soumises à un hydrotraitement des fractions diesel à une température de 350 à 400 °C et une pression de 3 à 4 MPa avec une consommation de VSG de 300 à 600 nm3/m3 de matières premières sur des catalyseurs AKM, le degré de désulfuration atteint 85 à 95 % ou plus. Pour augmenter l'indice de cétane des fractions diesel provenant des produits de réaction du craquage catalytique et thermique, une partie des hydrocarbures aromatiques est éliminée sur des catalyseurs actifs à une température d'environ 400 °C et une pression allant jusqu'à 10 MPa.

L'hydrotraitement des distillats sous vide (gazoles) destinés à être utilisés comme matières premières pour le craquage catalytique, l'hydrocraquage et la cokéfaction (pour produire du coke à faible teneur en soufre) est effectué à une température de 360 ​​à 410 °C et à une pression de 4 à 5 MPa. Dans ce cas, une désulfuration de 90 à 94 % est obtenue, la teneur en azote est réduite de 20 à 25 %, les métaux - de 75 à 85, les arènes - de 10 à 12, la capacité de cokéfaction - de 65 à 70 %.

Hydrotraitement des huiles et paraffines. L’hydrotraitement des huiles de base est plus avancé que le nettoyage classique à l’acide sulfurique avec post-traitement par contact des huiles. L'hydrotraitement des huiles est réalisé sur des catalyseurs AKM et ANM à une température de 300-325°C et une pression de 4 MPa. L'hydrotraitement des huiles sur un catalyseur aluminium-molybdène avec promoteurs permet de réduire la température à 225-250 °C et la pression à 2,7-3,0 MPa. L'hydrotraitement des paraffines, cérésines et pétrolatums est réalisé pour réduire la teneur en soufre, composés résineux, hydrocarbures insaturés, pour améliorer la couleur et la stabilité (comme pour les huiles). Le procédé utilisant les catalyseurs AKM et ANM est similaire à l’hydrotraitement des huiles. Des catalyseurs sulfurés d'aluminium-chrome-molybdène et de nickel-tungstène-fer ont également été utilisés.

Hydrotraitement des résidus pétroliers. Il est généralement obtenu à partir du pétrole les 45 et 55 mai. % de résidus (fiouls et goudrons) contenant de grandes quantités de composés soufrés, azotés et organométalliques, de résines, d'asphaltènes et de cendres. Pour impliquer ces résidus dans le traitement catalytique, une purification des résidus pétroliers est nécessaire. L'hydrotraitement des résidus pétroliers est parfois appelé hydrodésulfuration, bien que non seulement le soufre soit éliminé, mais également les métaux et autres composés indésirables. L'hydrodésulfuration du fioul est réalisée à une température de 370-430 °C et une pression de 10-15 MPa sur des catalyseurs AKM. Le rendement en fioul avec une teneur en soufre allant jusqu'à 0,3 % est de 97 à 98 %. Dans le même temps, l'azote, les résines et les asphaltènes sont éliminés et une valorisation partielle des matières premières a lieu. L'hydrotraitement des goudrons est une tâche plus complexe que l'hydrotraitement des fiouls, puisqu'une démétallisation et un désasphaltage importants des goudrons doivent être réalisés soit au préalable, soit directement pendant le processus d'hydrodésulfuration. Des exigences particulières sont imposées aux catalyseurs, car les catalyseurs conventionnels perdent rapidement leur activité en raison d'importants dépôts de coke et de métaux. Si le coke est brûlé lors de la régénération, alors certains métaux (nickel, vanadium, etc.) empoisonnent les catalyseurs et leur activité n'est généralement pas restaurée lors de la régénération oxydative. L'hydrodémétallisation des résidus doit donc précéder l'hydrotraitement, ce qui permet de réduire de 3 à 5 fois la consommation de catalyseurs d'hydrotraitement.

Les réacteurs d'hydrocraquage et d'hydrotraitement à lit fixe sont largement utilisés et sont largement similaires dans leur conception aux réacteurs de reformage catalytique. Le réacteur est un appareil vertical cylindrique à fond sphérique d'un diamètre de 2-3 à 5 m et d'une hauteur de 10-24 et même 40 M. À des pressions de traitement élevées, l'épaisseur de paroi atteint 120-250 mm. Généralement, un seul lit fixe de catalyseur est utilisé. Mais parfois, en raison du dégagement d'une grande quantité de chaleur lors des réactions exothermiques d'hydrocraquage, il devient nécessaire de refroidir l'espace interne du réacteur en introduisant du réfrigérant dans chaque zone. Pour ce faire, le volume du réacteur est divisé en 2 à 5 zones (sections), chacune comportant une grille de support pour verser le catalyseur, des raccords latéraux pour le chargement et le déchargement du catalyseur, des dispositifs de distribution du mélange vapeur-gaz, ainsi que comme raccords et distributeurs pour l'introduction du liquide de refroidissement - gaz froid en circulation pour éliminer la chaleur de réaction et réguler la température requise sur la hauteur du réacteur. La couche de catalyseur d'un réacteur à section unique a une hauteur allant jusqu'à 3 à 5 m ou plus, et dans les réacteurs à plusieurs sections, jusqu'à 5 à 7 m ou plus. La matière première entre dans l'appareil par le raccord supérieur et les produits de réaction quittent le réacteur par le raccord inférieur, en passant par des emballages spéciaux de mailles et de billes de porcelaine pour retenir le catalyseur. Des dispositifs de filtrage (un système de buses perforées et de treillis métalliques) sont installés au sommet du réacteur pour capturer les produits de corrosion de la matière première vapeur-gaz. Pour les appareils haute pression (10-32 MPa), des exigences particulières sont imposées sur la conception du boîtier et des appareils internes.

La régénération des catalyseurs est réalisée par combustion oxydative du coke. La régénération est à bien des égards similaire à la régénération des catalyseurs de reformage catalytique, mais elle possède également ses propres caractéristiques. Après avoir déconnecté le réacteur de la matière première, réduire la pression et passer en circulation à l'aide du VSG. Pour les matières premières lourdes, laver le catalyseur avec des solvants, de l'essence ou du carburant diesel à une température de 200 à 300 °C. Ensuite, le VSG est remplacé par un gaz inerte (vapeur d'eau). Dans le cas de la régénération gaz-air, le processus est similaire à la régénération des catalyseurs de reformage. Lors de la régénération vapeur-air, le système est d'abord purgé avec du gaz inerte jusqu'à ce que la teneur en hydrogène résiduel ne dépasse pas 0,2 vol. %, puis le gaz inerte est remplacé par de la vapeur d'eau et évacué dans la cheminée d'un four tubulaire dans des conditions excluant la condensation de la vapeur d'eau (température à la sortie du four 300-350 °C, pression dans le réacteur environ 0,3 MPa). Ensuite, le catalyseur est chauffé à une température de 370 à 420 °C en brûlant du coke à une concentration en oxygène dans le mélange ne dépassant pas 0,1 vol. % Augmentation du débit d'air à une concentration d'oxygène allant jusqu'à 1,0-1,5 vol. % la température du catalyseur s'élève jusqu'à 500-520 °C (mais pas plus de 550 °C). En surveillant la diminution de la concentration en CO2 dans les fumées, on décide d'arrêter la régénération, qui s'achève lorsque la teneur en oxygène des fumées se rapproche de la teneur en oxygène du mélange à l'entrée du réacteur. La régénération vapeur-air est plus simple et s'effectue à basse pression ne dépassant pas 0,3 MPa en utilisant la vapeur d'eau du réseau de l'usine. La vapeur d'eau est mélangée à l'air et introduite dans le réacteur à travers un four tubulaire ; les gaz de combustion sont évacués dans la cheminée du four tubulaire.

Usines industrielles d’hydrotraitement et d’hydrocraquage. Installations typiques de la période 1956-1965. pour l'hydrotraitement des carburants diesel, il s'agissait d'unités à deux étages d'une capacité de 0,9 million de tonnes de matières premières/an, de type L-24-6 ; l'hydrotraitement des fractions essence était réalisé dans des unités séparées d'une capacité de 0,3 million de tonnes de matières premières/an. matières premières/an. En 1965-1970 Des unités d'hydrotraitement de diverses fractions de distillat d'une capacité de 1,2 million de tonnes/an, de type L-24-7, LG-24-7, LCh-24-7, ont été introduites. Les fractions d'essence ont été purifiées dans des blocs d'unités de reformage combinées d'une capacité de 0,3 et 0,6 million de tonnes/an. Les fractions de kérosène ont été purifiées dans des unités d'hydrotraitement de gazole préalablement équipées à cet effet. Depuis 1970, des usines agrandies de divers types et objectifs ont été largement introduites - à la fois de type autonome J1-24-9 et J14-24-2000, et dans le cadre d'usines combinées JlK-bu (section 300) d'une capacité de 1 à 2 millions de tonnes/an. Les schémas technologiques d'hydrotraitement des carburéacteurs et diesel sont à bien des égards similaires au schéma de l'unité d'hydrotraitement des fractions essence - la matière première des unités de reformage catalytique.

Les installations d'hydrodésulfuration des combustibles de chaudière, des fiouls et des goudrons de type 68-6 fonctionnent dans des réacteurs à lit fluidisé triphasique. La capacité de l'installation, selon la matière première, peut varier de 1,25 millions de tonnes/an de goudron soufré à 2,5 millions de tonnes/an de fioul soufré. La pression du processus est de 15 MPa, la température est de 360-390 °C, la consommation de VSG est de 1 000 nm3/m3 de matière première. Le catalyseur AKM est utilisé sous forme de particules extrudées d'un diamètre de 0,8 mm et d'une hauteur de 3-4 mm. Le catalyseur dans le réacteur n'est pas régénéré, mais est éliminé en petites quantités et remplacé par une nouvelle portion tous les 2 jours. La cuve du réacteur est multicouche avec une épaisseur de paroi de 250 mm, le poids du réacteur est d'environ 800 tonnes.

Voici les noms des procédés d’hydrocraquage et d’hydrotraitement des sociétés étrangères :

Procédés d'hydrogénation modernes de la société Union Oil : le procédé Unicracking/DP, qui comprend deux réacteurs d'hydrotraitement et d'hydrodéparaffinage séquentiels fonctionnant en séquence pour le traitement des matières premières - fractions diesel et gazoles sous vide pour produire du carburant diesel à faible solidification (point d'écoulement parfois jusqu'à moins 80°C) contenant 0,002 % de soufre, moins de 10 % d'aromatiques sur catalyseurs NS-K et NS-80 avec une conversion de charge de 20 % ; Procédé de monocraquage avec conversion partielle de 80 % des matières premières - gazoles sous vide pour produire du carburant diesel contenant 0,02 % de soufre, moins de 10 % d'aromatiques sur le catalyseur de pré-hydrotraitement NS-K et un catalyseur zéolitique amélioré DHC-32, le procédé peut également être utilisé dans le travail Raffinerie avec une option essence dans le cadre de la préparation des matières premières pour le craquage catalytique ; Procédé de monocraquage avec conversion complète à 100 % des matières premières - gazoles sous vide avec un point d'ébullition final de 550°C pour produire des carburéacteurs et diesel respectueux de l'environnement contenant 0,02 % de soufre, 4 et 9 % d'aromatiques sur un catalyseur sphérique amorphe DHC-8 ( le cycle de fonctionnement du catalyseur est de 2 à 3 ans), garantissant un rendement maximal en distillats de haute qualité, en particulier les carburants diesel ; le procédé « Unisar » avec une conversion de 10% sur le nouveau catalyseur AS-250 pour réduire efficacement la teneur en aromatiques jusqu'à 15% dans les carburéacteurs et diesel (hydrodésaromatisation), particulièrement recommandé pour la production de carburants diesel à partir de matières premières difficiles à raffiner des matériaux, tels que les gazoles légers issus du craquage catalytique et de la cokéfaction ; Procédé AN-Unibon de la société UOP pour l'hydrotraitement et l'hydroffinage des carburants diesel de type AR-10 et AR-10/2 (deux étages) jusqu'à une teneur en soufre de 0,01 poids. % et aromatiques jusqu'à 10 vol. % avec un indice de cétane de 53 à des pressions de procédé de 12,7 et 8,5 MPa (deux étages).

Pour la reformulation (hydrotraitement contrôlé) des résidus pétroliers dans la pratique mondiale, en particulier, les procédés suivants sont utilisés : hydrotraitement - le procédé RCD Unionfining de la société Union Oil pour réduire la teneur en soufre, azote, asphaltènes, métaux et réduire les propriétés de cokéfaction. de matières premières résiduelles (résidus sous vide et asphaltes dans les procédés de désasphaltage) afin d'obtenir un combustible de chaudière à faible teneur en soufre de haute qualité ou pour un traitement ultérieur lors de l'hydrocraquage, de la cokéfaction, du craquage catalytique des matières premières résiduelles ; hydrotraitement - le procédé RDS/VRDS de Chevron a un objectif similaire au procédé précédent ; il traite des matières premières avec une viscosité à 100 °C allant jusqu'à 6000 mm2/s avec une teneur en métal allant jusqu'à 0,5 g/kg (pour les hydrodémétallisation des matières premières), la technologie de remplacement du catalyseur à la volée est utilisée, ce qui permet de décharger le catalyseur du réacteur et de le remplacer par un neuf tout en maintenant un fonctionnement normal dans des réacteurs parallèles, ce qui permet de traiter très matières premières lourdes avec une installation de plus d'un an ; hydroviscoréduction - le procédé "Aqvaconversion" des sociétés "Intevep SA", "UOP", "Foster Wheeler" permet une réduction significative de la viscosité (plus par rapport à la viscoréduction) des fiouls de chaudières lourdes avec une conversion plus élevée des matières premières, et aussi permet d'obtenir de l'hydrogène à partir de l'eau dans des conditions basiques en introduisant dans la matière première, avec de l'eau (vapeur), une composition de deux catalyseurs à base de métaux communs ; hydrocraquage - le procédé « LC-Fining » des sociétés « ABB Lummus », « Oxy Research », « British Petroleum » pour la désulfuration, la démétallisation, la réduction de la cokéfaction et la conversion des résidus atmosphériques et sous vide avec une conversion des matières premières de 40- 77%, degré de désulfuration de 60-90%, démétallisation complète de 50-98% et réduction de la cokéfaction de 35-80%, tandis que dans le réacteur le catalyseur est maintenu en suspension par un flux ascendant de matière première liquide (par exemple exemple, goudron) mélangé à de l'hydrogène ; hydrocraquage - le procédé « H-Oil » (Fig. 2.23) pour l'hydrotraitement de matières premières résiduelles et lourdes, telles que le goudron, dans deux ou trois réacteurs avec un lit de catalyseur en suspension ; pendant le processus, le catalyseur peut être ajouté et retiré du réacteur, en maintenant son activité et son degré de conversion des goudrons de 30 à 80 % ; hydroraffinage des matières premières résiduelles - Le procédé Nusop de Shell utilise tous les réacteurs bunker (un ou plusieurs selon la teneur en métal de la matière première) avec un lit de catalyseur mobile pour mettre à jour en permanence le catalyseur dans les réacteurs (0,5 à 2,0 % du catalyseur total par jour. ), dans ce cas, après les réacteurs bunkers, deux réacteurs à lit fixe de catalyseur peuvent également être utilisés ; si nécessaire, un réacteur d'hydrocraquage est inclus dans le schéma pour augmenter la conversion des matières premières pour des pressions de processus de 10-20 MPa et des températures de 370-420°C (Fig. 2.24).

La réalisation la plus importante de ces dernières années dans la technologie de production de carburants pour avions et diesel sans soufre à faible solidification et d'huiles de base à indice élevé est la création de procédés d'hydrogénation appelés « Isocracking » par les sociétés Chevron en collaboration avec ABB.

Lummus", qui réalisent l'hydrocraquage avec une conversion de 40-60% (pétrole), 50-60, 70-80 ou 100% (diesel) de gazoles sous vide 360-550 °C ou de gazoles lourds sous vide 420-570 ° C, réduire la teneur en soufre à 0,01-0,001 % (carburant diesel) ou jusqu'à 0,005 % (pétrole), amener la teneur en aromatiques à 1-10 % selon la marque du catalyseur (zéolite amorphe ou zéolite) ICR-117, 120, 139, 209 et etc., le nombre d'étapes de réaction (une ou deux), la pression dans les réacteurs (inférieure à 10 ou supérieure à 10 MPa), l'utilisation de systèmes de recyclage, et réalise également une hydroisomérisation sélective de n- paraffines. Ce procédé, en mode hydroisodécirage, permet de traiter des gazoles lourds sous vide avec des rendements maximaux en huiles lubrifiantes à haut indice (IV = 110-130) tout en produisant simultanément des gazoles à faible solidification. Contrairement à l'hydrodéparaffination, dans laquelle les n-paraffines sont éliminées, dans ce processus, elles sont hydroisomérisées. Une modification distinctive de l'hydrocraquage ces dernières années (avec un niveau de conversion élevé) est l'utilisation de solutions technologiques complémentaires pour l'élimination des aromatiques polynucléaires lourds (HMA) du liquide de recyclage (séparation à chaud, adsorption sélective du TMA, etc.) dans systèmes d'hydrocraquage avec recyclage. Les TMA (aromatiques à 11 anneaux ou plus) formés pendant le fonctionnement sont indésirables dans les produits commerciaux ; ils réduisent l'efficacité du catalyseur, précipitent sur les surfaces plus froides des équipements et des canalisations et perturbent le fonctionnement de l'installation.

PJSC Orsknefteorgsintez, ou Orsky Refinery, fait partie du groupe industriel et financier SAFMAR de Mikhaïl Gutseriev. L'usine opère dans la région d'Orenbourg et approvisionne sa région et ses environs en produits pétroliers - carburant, fioul et bitume. Depuis plusieurs années, l'entreprise connaît une modernisation à grande échelle, grâce à laquelle l'usine restera pendant de nombreuses années parmi les leaders de l'industrie du raffinage du pétrole.

Actuellement, la raffinerie d'Orsk a commencé le lancement test de la plus importante des installations nouvellement construites, le complexe d'hydrocraquage. En juin, les travaux de construction, d'installation et de mise en service « au ralenti » ainsi que le débogage et le réglage des équipements « en charge » étaient terminés dans cette installation. L'investissement total dans la construction de ce complexe s'élèvera à plus de 43 milliards de roubles ; les fonds propres et empruntés seront utilisés pour financer le projet.

Dans un avenir proche, les matières premières seront acceptées pour l'installation et le débogage de tous les processus permettant d'obtenir des produits commencera. Le mode test est nécessaire pour déboguer le régime technologique dans toutes les installations du complexe d'hydrocraquage, obtenir des produits de qualité appropriée et aussi, entre autres, pour confirmer les indicateurs de garantie définis par le concédant de licence Shell Global Solutions International B.V. (Coquille)

L'ajustement du mode est effectué par les divisions de l'ONOS avec la participation des entrepreneurs de mise en service et en présence d'un représentant du concédant de licence Shell. Le principal actionnaire d'ONOS, ForteInvest, prévoit d'achever l'exploitation en mode test et de mettre l'installation en exploitation commerciale en juillet de cette année. Ainsi, malgré la situation économique difficile du pays, la construction du complexe d'hydrocraquage est prévue dans un délai extrêmement court : les premiers travaux du projet ont débuté à la mi-2015, et l'hydrocraquage atteindra sa capacité nominale environ 33 mois après la début du projet.

La mise en service des installations de modernisation amènera la raffinerie d'Orsk à un nouveau niveau de raffinage, lui permettant d'augmenter sa profondeur à 87 %. La sélection de produits pétroliers légers passera à 74 %. À la suite de cette étape du programme de modernisation, la gamme de produits de l'entreprise va changer : le gazole sous vide cessera d'être un produit commercial, car il deviendra une matière première pour une unité d'hydrocraquage ; La production de kérosène aviation et de carburant diesel Euro 5 va augmenter considérablement.

Les actionnaires de la raffinerie de pétrole d'Orsk accordent une grande attention au développement à long terme de l'entreprise. La modernisation globale de la production, en cours depuis 2012, est d'une grande importance non seulement pour l'entreprise, mais aussi pour la région, car l'usine est l'une des entreprises formant la ville d'Orsk. Actuellement, environ 2,3 mille personnes travaillent à la raffinerie - habitants de la ville et des villages voisins. Le renouvellement de la production est d'une grande importance pour la sphère sociale de la ville - il s'agit de la création de nouveaux emplois, d'une augmentation du nombre de personnel qualifié impliqué dans la production et, par conséquent, d'une augmentation du niveau de vie global de l'usine et de la ville. ouvriers.

PJSC "Orsknefteorgsintez"‒ une raffinerie de pétrole d'une capacité de 6 millions de tonnes par an. La gamme de procédés technologiques de l'usine lui permet de produire environ 30 types de produits différents. Il s’agit notamment de l’essence à moteur des classes 4 et 5 ; Carburéacteur RT ; carburant diesel des types été et hiver des classes 4 et 5 ; bitume routier et de construction; les fiouls. En 2017, le volume du raffinage du pétrole s'élevait à 4 millions 744 mille tonnes.

Le Complexe d'Hydrocraquage comprend une unité d'hydrocraquage, une unité de production de soufre avec une unité de granulation et de chargement, une unité de traitement chimique des eaux, une unité de recyclage des eaux et la station d'azote n°2. La construction du complexe d’hydrocraquage de gazole sous vide a débuté en 2015, son lancement est prévu pour l’été 2018.

L'hydrocraquage est un procédé catalytique permettant de traiter des distillats et des résidus de pétrole à des températures modérées et à des pressions d'hydrogène élevées sur des catalyseurs polyfonctionnels dotés de propriétés hydrogénantes et acides (et dans procédés d'hydrocraquage sélectif et d'effet tamis).

L'hydrocraquage permet d'obtenir une large gamme de produits pétroliers de haute qualité (gaz liquéfiés C 3 -C 4 , essence, carburéacteurs et diesel, composants pétroliers) avec des rendements élevés à partir de presque toutes les charges pétrolières en sélectionnant des catalyseurs et des conditions technologiques appropriés et est l’un des processus rentables, flexibles et qui approfondissent le raffinage du pétrole.

1. Hydrocraquage léger de gazole sous vide

En raison de la tendance constante à une croissance accélérée de la demande de carburant diesel par rapport à l'essence automobile à l'étranger, depuis 1980, la mise en œuvre industrielle d'unités d'hydrocraquage léger (LHC) de distillats sous vide a commencé, ce qui permet de produire des quantités importantes de carburant diesel. simultanément avec des matières premières à faible teneur en soufre pour le craquage catalytique. L'introduction des procédés JIGC s'est d'abord réalisée par la reconstruction d'usines d'hydrodésulfuration des matières premières de craquage catalytique précédemment exploitées, puis par la construction de nouvelles installations spécialement conçues.

La technologie nationale du procédé LGK a été développée à l'Institut panrusse de recherche scientifique du NP au début des années 1970, mais n'a pas encore été mise en œuvre industriellement.

Avantages du procédé LHA par rapport à l'hydrodésulfuration :

Haute flexibilité technologique, qui permet, en fonction de la demande en carburants, de modifier (ajuster) facilement le rapport carburant diesel : essence en mode de conversion maximale en carburant diesel ou de désulfuration profonde pour obtenir la quantité maximale de matières premières de craquage catalytique ;

Grâce à la production de carburant diesel par LGK, la capacité de l'unité de craquage catalytique est déchargée en conséquence, ce qui permet d'impliquer d'autres sources de matières premières dans le traitement.

Le procédé LGC domestique en une étape de gazole sous vide 350...500 °C est réalisé sur un catalyseur ANMC à une pression de 8 MPa, une température de 420...450 °C, un débit volumétrique du brut matériau de 1,0...1,5 h -1 et un taux de circulation VSG d'environ 1 200 m 3 /m 3 .

Lors du traitement de matières premières à haute teneur en métaux, le procédé LGK est réalisé en une ou deux étapes dans un réacteur multicouche utilisant trois types de catalyseurs : à pores larges pour l'hydrodémétallisation (T-13), à haute activité d'hydrodésulfuration (GO-116 ) et contenant de la zéolithe pour l'hydrocraquage (GK-35 ). Dans le procédé LGC de gazole sous vide, il est possible d'obtenir jusqu'à 60 % de gazole d'été avec une teneur en soufre de 0,1 % et un point d'écoulement de 15 °C (tableau 8.20).

L'inconvénient du procédé LGK en une étape est le cycle de travail court (3...4 mois). La version suivante du procédé, développée à l'Institut panrusse de recherche scientifique du NP, est un LGK en deux étapes avec un cycle inter-régénération de 11 mois. - recommandé pour combinaison avec une unité de craquage catalytique de type G-43-107u.

Hydrocraquage de distillat sous vide à 15 MPa

L'hydrocraquage est un procédé catalytique efficace et extrêmement flexible qui permet une solution globale au problème du traitement en profondeur des distillats sous vide (GVD) avec la production d'une large gamme de carburants automobiles conformément aux exigences et besoins modernes de certains carburants.

Procédé d'hydrocraquage de distillat sous vide en une seule étape réalisée dans un réacteur multicouche (jusqu'à cinq couches) avec plusieurs types de catalyseurs. Pour garantir que le gradient de température dans chaque couche ne dépasse pas 25 °C, un VSG de refroidissement (trempe) est prévu entre les différentes couches de catalyseur et des dispositifs de distribution par contact sont installés pour assurer un transfert de chaleur et de masse entre le gaz et le flux réactionnel et un transfert uniforme. répartition du flux gaz-liquide sur la couche de catalyseur. La partie supérieure du réacteur est équipée d'absorbeurs d'énergie cinétique d'écoulement, de boîtes grillagées et de filtres pour capter les produits de corrosion.

En figue. La figure 8.15 montre un organigramme schématique de l'une des deux sections opérationnelles parallèles de l'unité d'hydrocraquage mono-étage de distillat sous vide 68-2k (d'une capacité de 1 million de tonnes/an pour la version diesel ou de 0,63 million de tonnes/an pour la production de carburéacteur).

Les matières premières (350...500 °C) et les résidus d'hydrocraquage recyclés sont mélangés au VSG, chauffés d'abord dans des échangeurs thermiques, puis dans un four. P-1à la température de réaction et introduit dans les réacteurs R-1 (R-2 etc.). Le mélange réactionnel est refroidi dans des échangeurs de chaleur de matières premières, puis dans des refroidisseurs d'air et à une température de 45...55°C, il est envoyé vers un séparateur haute pression. S-1, où se produit une séparation en VSG et une hydrogénation instable. VSG après nettoyage du H 2 S dans l'absorbeur K-4 le compresseur est fourni pour la circulation.

L'hydrogénat instable est envoyé à travers un détendeur vers un séparateur basse pression. S-2, où une partie des gaz d'hydrocarbures est séparée et le flux liquide est introduit via des échangeurs de chaleur dans la colonne de stabilisation K-1 pour la distillation des gaz d'hydrocarbures et de l'essence légère.

L'hydrogénat stable est ensuite séparé dans une colonne atmosphérique K-2 pour essence lourde, gazole (par colonne de strippage) K-3) et une fraction >360 °C, dont une partie peut servir de recyclage, le reste pouvant servir de matière première pour la pyrolyse, de base d'huiles lubrifiantes, etc.

Dans le tableau 8.21 montre le bilan matière des HCVD à une et deux étapes avec recirculation des résidus d'hydrocraquage (mode procédé : pression 15 MPa, température 405...410°C, débit volumétrique de matières premières 0,7 h -1, débit de circulation de VSG 1500 m3/m3).

Les inconvénients des procédés d'hydrocraquage sont leur consommation élevée de métaux, leurs coûts d'investissement et d'exploitation élevés, ainsi que le coût élevé de l'installation d'hydrogène et de l'hydrogène lui-même.

Au contraire, le lien entre les choses sera rompu Dans Macbeth de Shakespeare

L'hydrocraquage est un procédé de génération ultérieure au craquage catalytique et au reformage catalytique, il accomplit donc plus efficacement les mêmes tâches que ces deux procédés. L'hydrocraquage peut augmenter le rendement des composants de l'essence, généralement en convertissant des matières premières telles que le gazole. La qualité des composants de l'essence ainsi obtenue est impossible à atteindre en faisant repasser le gazole par le processus de craquage au cours duquel il a été obtenu. L'hydrocraquage permet également la conversion du gazole lourd en distillats légers (carburant aviation et diesel). Et, peut-être plus important encore, l'hydrocraquage ne produit aucun résidu lourd non distillable (coke, brai ou queues), mais seulement des fractions légères bouillantes.

Processus technologique

Le mot hydrocraquage s’explique très simplement. Il s’agit du craquage catalytique en présence d’hydrogène. La combinaison de l'hydrogène, d'un catalyseur et du mode de traitement approprié permet le craquage du gazole léger de mauvaise qualité, qui se forme dans d'autres usines de craquage et est parfois utilisé comme composant du carburant diesel. L'unité d'hydrocraquage produit de l'essence de haute qualité.

Considérez un instant à quel point le processus d’hydrocraquage peut être bénéfique. Son avantage le plus important est sa capacité à faire passer la capacité de raffinage de la production de grandes quantités d’essence (lorsque l’hydrocraqueur est en fonctionnement) à la production de grandes quantités de carburant diesel (lorsqu’il est à l’arrêt).

La plaisanterie bien connue d'un coach sportif qui déclare de manière désobligeante à propos du transfert de son joueur dans l'équipe adverse : « Je pense que cela va renforcer les deux équipes », s'applique largement à l'hydrocraquage. L'hydrocraquage améliore la qualité des composants de l'essence et du distillat. Il consomme les pires composants du distillat et produit un composant essence de qualité supérieure à la moyenne.

Un autre point à noter est que le processus d’hydrocraquage produit des quantités importantes d’isobutane, ce qui est utile pour contrôler la quantité de matière première dans le processus d’alkylation.

Il existe aujourd’hui une dizaine de types différents d’hydrocraqueurs couramment utilisés, mais ils sont tous très similaires à la conception typique décrite dans la section suivante.

Les catalyseurs d'hydrocraquage sont heureusement moins précieux et plus chers que les catalyseurs. Il s'agit généralement de composés soufrés avec du cobalt, du molybdène ou du nickel (CoS, MoS2, NiS) et de l'oxyde d'aluminium. (Vous vous demandez probablement depuis longtemps pourquoi ces métaux sont nécessaires en général.) Contrairement au craquage catalytique, mais tout comme le reformage catalytique, le catalyseur se trouve sous la forme d'un lit fixe. Comme le reformage catalytique, l'hydrocraquage est le plus souvent réalisé dans deux réacteurs, comme le montre la figure.

La charge d'alimentation est mélangée à de l'hydrogène chauffé à 290-400°C (550-750°F) et pressurisée à 1 200-2 000 psi (84-140 atm) et envoyée au premier réacteur. Lors du passage à travers le lit catalytique, environ 40 à 50 % de la charge d'alimentation est craquée pour former

Produits ayant des points d'ébullition similaires à l'essence (point d'ébullition jusqu'à 200°C (400°F)).

Le catalyseur et l’hydrogène se complètent de plusieurs manières. Premièrement, des fissures se produisent sur le catalyseur. Pour que la fissuration continue, il faut de la chaleur, c'est-à-dire qu'il s'agit d'un processus endothermique. Dans le même temps, l’hydrogène réagit avec les molécules formées lors du craquage, les saturant et générant de la chaleur. Autrement dit, cette réaction, appelée hydrogénation, est exothermique. Ainsi, l’hydrogène fournit la chaleur nécessaire à la fissuration.

Un autre aspect dans lequel ils se complètent est la formation d’isoparaffines. Le craquage produit des oléfines qui peuvent se combiner entre elles pour former des paraffines normales. En raison de l'hydrogénation, les doubles liaisons sont rapidement saturées, produisant souvent des isoparaffines, empêchant ainsi la reproduction de molécules indésirables (les indices d'octane des isoparaffines sont plus élevés que dans le cas des paraffines normales).

Lorsque le mélange d'hydrocarbures quitte le premier réacteur, il est refroidi, liquéfié et passé dans un séparateur pour séparer l'hydrogène. L'hydrogène est à nouveau mélangé à la matière première et envoyé au processus, et le liquide est envoyé à la distillation. Les produits obtenus dans le premier réacteur sont séparés dans une colonne de distillation et, en fonction des besoins (composants de l'essence, carburéacteur ou gazole), une partie d'entre eux est séparée. La fraction kérosène peut être séparée sous forme de flux secondaire ou laissée avec le gazole comme résidu de distillation.

Le résidu de distillation est à nouveau mélangé à un flux d'hydrogène et introduit dans le deuxième réacteur. Étant donné que cette substance a déjà été soumise à une hydrogénation, un craquage et un reformage dans le premier réacteur, le processus dans le deuxième réacteur se déroule selon un mode plus sévère (températures et pressions plus élevées). Comme les produits de la première étape, le mélange sortant du deuxième réacteur est séparé de l'hydrogène et envoyé au fractionnement.

Imaginez l'équipement nécessaire pour un processus fonctionnant à 2000 psi (140 atm) et 400°C. L'épaisseur des parois d'un réacteur en acier atteint parfois 1 cm. Le principal problème est d'éviter que les fissures ne deviennent incontrôlables. Le processus global étant endothermique, une augmentation rapide de la température et une augmentation dangereuse de la vitesse de fissuration sont possibles. Pour éviter cela, la plupart des hydrocraqueurs sont dotés de dispositions intégrées permettant d'arrêter rapidement la réaction.

Produits et sorties. Une autre propriété remarquable du procédé d'hydrocraquage est l'augmentation du volume du produit de 25 %. La combinaison du craquage et de l'hydrogénation produit des produits dont la densité relative est nettement inférieure à la densité de la matière première. Vous trouverez ci-dessous une répartition typique des rendements des produits d'hydrocraquage lorsque du gazole provenant d'une unité de cokéfaction et des fractions légères provenant d'une unité de craquage catalytique sont utilisés comme charge d'alimentation. Les produits d'hydrocraquage sont deux fractions principales utilisées comme composants de l'essence.

Fractions volumiques

Gazole à coke 0,60 Fractions légères de l'usine cat. fissuration 0.40

Des produits:

Isobutane 0,02

N-Butane 0,08

Produit léger d'hydrocraquage 0,21

Produit lourd d'hydrocraquage 0,73

Fractions de kérosène 0,17

Le tableau n'indique pas la quantité d'hydrogène requise, qui est mesurée en pieds cubes standard par baril d'alimentation. La consommation habituelle est de 2500 st. Produit lourd d'hydrocraquage -

C'est le naphta qui contient de nombreux précurseurs aromatiques (c'est-à-dire des composés facilement convertis en aromatiques). Ce produit est souvent envoyé à un reformeur pour mise à niveau. Les fractions de kérosène constituent un bon carburéacteur ou une bonne matière première pour le carburant distillé (diesel), car elles contiennent peu d'aromatiques (en raison de la saturation des doubles liaisons avec l'hydrogène). Des informations plus détaillées sur ce sujet sont contenues dans le chapitre XIII « Carburants distillés » et le chapitre XIV « Bitume de pétrole et résidus de pétrole.

Hydrocraquage du résidu. Il existe plusieurs modèles d'hydrocraqueurs spécialement conçus pour traiter les résidus ou les résidus de distillation sous vide. La plupart d'entre eux fonctionnent comme des hydrotraiteurs, comme décrit au chapitre XV. Le rendement est supérieur à 90 % de combustible résiduel (chaudière). L'objectif de ce procédé est d'éliminer le soufre à la suite de la réaction catalytique de composés soufrés avec l'hydrogène pour former du sulfure d'hydrogène. Ainsi, le résidu dont la teneur en soufre ne dépasse pas 4 % peut être transformé en combustible liquide lourd contenant moins de 0,3% de soufre.

Résumé. Maintenant que nous pouvons intégrer les hydrocraqueurs dans le système global de raffinage du pétrole, la nécessité d’opérations coordonnées devient évidente. D’une part, l’hydrocraqueur est le point central car il permet d’établir un équilibre entre la quantité d’essence, de diesel et de carburéacteur. En revanche, les débits d'alimentation et les modes opératoires des unités de craquage catalytique et de cokéfaction ne sont pas moins importants. De plus, l’alkylation et le reformage doivent également être pris en compte lors de la planification de la distribution des produits d’hydrocraquage.

DES EXERCICES

Analysez les différences entre l'hydrocraquage, le craquage catalytique et le craquage thermique en termes de matières premières, de forces motrices du processus et de composition du produit.

Comment l’hydrocraquage et le craquage catalytique se complètent-ils ? Reformage et hydrocraquage ?

Dessinez un organigramme d’une raffinerie de pétrole comprenant une unité d’hydrocraquage.