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" PROCEDE DE TRAITEMENT D'HYDROCARBURES
LOURDS ".-
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La présente invention concerne le traitement des hydrocarbures lourds et plus spécialement la préparation d'hydrocarbures de qualité améliorée à partir de charges formées par des résidus.
Les hydrocarbures lourds et les charges formées de résidus ont une valeur et sont d'un intérêt relativement faibles comparativement aux constituants plus volatils des pétroles. Ces matières de faible valeur sont habituellement utilisées comme carburants ou combustibles de seconde qualité, ou bien on les soumet à des traitements tels qu'une réduction de viscosité, afin d'obtenir une certaine quantité de constituants plus intéressants et des résidus goudronneux qui peuvent être utilisés comme matières de revêtement pour les toitures et les chaussées. Ces fractions de seconde qualité des pétroles ont été également soumises à une hydrogénation dans diverses conditions en présence de différents catalyseurs.
Bien que ces processus améliorent de façon plus ou moins prononcée le rendement et les propriétés de certaines parties de la matière traitée, il est encore possible d'abaisser nettement le coût de ces traitements et d'améliorer la qualité des produits ainsi obtenus.
L'invention concerne un procédé perfectionné pour la préparation d'hydrocarbures d'intérêt plus grand à partir de pétroles ou de fractions des pétroles de seconde qualité ayant une densité relativement élevée. Cette invention concerne un processus perfectionné pour la préparation d'huiles combustibles, huiles lourdes et mazouts de meilleure qualité avec un rendement plus élevé à partir de résidus de seconde qualité
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ayant une densité supérieure à 0,934 environ.
L'invention con- cerne également un procédé combiné permettant d'améliorer la qualité des charges résiduelles par réduction de leur viscosité, cette opération étant suivie d'un traitement d'hydrogénation d'un type ayant pour conséquence la formation d'une quantité notable de constituants à bas point d'ébullition, avec une hydrodésulfuration concomitante. Ce processus peut être consi- déré soit comme une hydrogénation destructrice c'est-à-dire a ayant un effet de dissociation), soit comme une hydrodésulfu- ration.
Cette invention est mise en oeuvre en soumettant un pétrole brut ou une fraction résiduelle de celui-ci, ayant une densité supérieure à 0,934 environ, à une réduction de viscosité modérée, pour former une quantité inférieure à 15% environ d'essence, et à soumettre le produit dont la viscosi- té a été réduite à l'action d'un catalyseur d'hydrogénation destructrice ou d'hydrodésulfuration, sous une pression com- prise entre 35 et 350 kg/cm2 (pression manométrique) et à une température comprise entre 343 et 438 C environ: Le rapport hydrogène/hydrocarbure pendant cette hydrogénation destructri- ce est maintenu à une valeur comprise ehtre 28 et 566 mètres cubes standard environ (c'est-à-dire mesurée dans les conditons normales de température et de pression) par baril de charge hydrcarburée.
La charge résiduelle utilisée pour la mise en oeuvre de ce procédé peut être constituée par n'importe quel pétrole brut ayant une densité supérieure à 0,934 environ ou par n'importe quelle fraction résiduelle des pétroles ayant également une densité supérieure à 0,934 environ. Il existe un grand nombre de pétroles de bruts très visqueux et ayant une teneur élevée en matières asphaltiques, et l'invention envisage le traitement de ces pétroles bruts sans élimination de
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l'un quelconque de leurs constituants quand ils ont une den- sité supérieure à 0,934 environ. Toutefois, la plupart des pétroles bruts ont une densité plus faible.
Avec ces pétroles bruts, il est désirable d'éliminer les constituants intéres- sants qu'ils peuvent renfermer, d'une manière classique, et d'obtenir une fraction résiduelle ayant une densité supérieure à 0,934 environ. Cette fraction résiduelle peut être préparée par distillation atmosphérique ou sous vide.
L'opération de réduction de viscosité peut être n'im- porte quelle opération de ce type connue dans cette technique.
Ces opérations de réduction de la viscosité sont habituelle- ment effectuées panpassage de la charge à travers un serpentin de chauffage, et par chauffage de l'huile jusqu'à la tempéra- ture de craquage thermique. La durée du chauffage, la pression et la température de chauffage commandent le degré de craquage thermique ou de conversion donnant des constituants à point d'ébullition plus faible, tels que l'essence. En général, la température peut être comprise entre 454 et 524 C environ, le temps de chauffage étaht compris entre 250 et 1000 secondes, tandis que la pression est comprise entre 3,5 et 420 kg/cm2 environ (pression manométrique). Les conditions sont choi- sies de telle sorte qu'on obtienne un degré de craquage modé- ré, c'est-à-dire de manière à former moins de 15% d'essence.
Il est avantageux de former entre 1 et 15% d'essence environ et de préférence entre 5 et 12% d'essence. Les processus de réduction de viscosité sont décrits dans des ouvrages bien s' connus et on peut y reporter pour d'autres détails concernant cette opération. On pourra consulter, par exemple, l'ouvrage de Sachanan, intitulé "Conversion of Petroleum", deuxième édition, Reinhold Publishing Corporation, 1948, pages 252-254.
Après,la réeuction de viscosité, le produit est de préférence soumis à une distillation pour éliminer les constituants
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à bas point d'ébullition. Selon ce procédé, il est préférable d'éliminer la totalité de l'essence et des consiuants à point d'ébullition inférieur formés pendant la phase de réduction de la viscosité. Toutefois, cette élimination n'est pas nécessaire de la totalité de la matière dont la viscosité a été réduite peut être soumise, si désiré, à une hydrogénation destructrice ultérieure. Dans le cas de charges contenant du soufre, cette opération est avantageuse étant donné que les constituants à bas point d'ébullition qui contiennent le soufre sont également être désulfurés pendant l'hydrogénation destructrice ultérieure.
La charge résiduelle dont la visocité a été réduite est amenée en contact avec de l'hydrogèhe en présence d'un catalyseur tel qu'un oxyde ou du sulfure d'un métal de la colonne de gauche du groupe VI de la classification périodique des éléments. De même, des métaux du groupe du fer, leurs oxydes et leurs sulfures peuvent être utilisés à titre de catalyseurs. Ces catalyseurs du groupe VI et du groupe du fer peuvent être mélangés l'un avec l'autre. Par exemple, un mélange avantageux est formé par la réunion d'oxydes ou de sulfures de cobalt et de molybdène. Un autre mélange avantageux est formé par la réunion d'oxydes ou de sulfures de nickel et de tungstène . Ces catalyseurs sont déposés sur un sumpport poreux. Des supports de cataluseus utilisables ici sont l'alumine activée, la pierre ponce, un catalyseur de craquage silice-alumine, etc.
Pendant l'hydrogénation destructrice, la pression peut être maintenue entre 35 et 350 kg/cm2 environ et elle est de préférence comprise entre 70 et 140 kg/cm2 environ.
La température peut être comprise entre 343 et 437 C. Une vitesse spatiale (débit volumétrique horaire relatif) comprise entre 0,2 et 10,0 volumes de charge par heure par volume de catalyseur environ peut être utilisée. Comme on le comprendra plus loin, la combinaison d'une réduction de viscosité modérée
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avec une hydrodésulfuration de type plutôt sévère présente des avantages importants en ce sens que la quantité de coke déposée pendant l'hydrodésulfuration est nettement réduite par rapport à une hydrodésulfuration poussée au même degré, appliquée à une charge formée par une fraction de distillation directe ou à une charge ayant subi une réduction de viscosité plus sévère.
Pour cette raison, il est préférable d'utiliser des conditions de température relativement sévères, comprises entre 399 et 421 C, avec une vitesse spatiale (débit volumé- trique horaire relatif) comprise entre 0,5 et 4,0 environ pour l'hydrogénation destructrice ou l'hydrodésulfuration. L'hydrogène est présent pendant la réaction selon un rapport compris entre 28 et 566 m3 standard (mesurés dans les conditions normales de température et de pression) et de préférence entre 57 et 283 m3 standard par baril de charge résiduelle dont la viscosité a été réduite et qui a été désasphaltée.
Un mode de réalisation préféré d'hydrogénation destructrice ou d'hydrodésulfuration comme indiqué précédemment consiste à utiliser une pression d'environ 70 kg/cm2. Cette pression est une pression modérée par rapport aux pressions utilisées jusqu'ici pour l'hydrogénation destructrice. Par suite, le coût de l'équipement est considérablement plus faible que celui de 1.équipement d'hydrogénation destructrice utilisé jusqu'ici. Suivant une variante, on peut effectuer l'opération faisant l'objet de l'invention en utilisant une pression comprise entre 140 et 245 kg/cm2, afin d'obtenir une conversion plus poussée en un produit qui constitue une charge excellente pour le craquage catalytique. Ces pressions sont encore modérées par rapport à celles utilisées jusqu'ici pour l'hydrogénation destructrice.
Par suite, cette conversion en une charge de craquage catalytique est réalisée sans utiliser les pressions relativement élevées employées pour l'hydrogénation destructrice selon la technique antérieure.
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Toutefois, il est possible d'obtenir des rendements élevés en mazouts de qualité améliorée, en particulier de faible teneur en soufre, en effectuant le traitement d'hydrogénation à n'importe quelle pression comprise entre 35 et 350 kg/cm2.
L'exemple suivant, donné à titre non limitatif, montre les avantages pouvant être obtenus en opérant suivant l'invention.
EXEMPLE
On amène un résidu de distillation sous vide obtenu à partir d'un mélange de pétroles bruts de Koweit et du Venezuela, ayant les propriétés indiquées dans le tableau I, en contact avec de l'hydrogène, en présence d'un catalyseur nickel-cobalt-molybdène déposé sur de l'alumine, dans les conditions indiquées ¯dans les colonnes 1 et 2 du tableau II.
Les résultats obtenus sont indiqués dans les colonnes 1 et 2 de ce tableau II.
TABLEAU'I
EMI7.1
<tb>
<tb> Densité <SEP> 1,203
<tb> Viscosité: <SEP> SUV, <SEP> Sec
<tb>
EMI7.2
54C guis.625
EMI7.3
<tb>
<tb> 99 C <SEP> 8.621
<tb> Soufre: <SEP> % <SEP> 4,2
<tb> Azote: <SEP> % <SEP> 0,47
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 19,7
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n <SEP> pentane:% <SEP> 14,9
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène: <SEP> % <SEP> 0,01
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 136
<tb> Nickel: <SEP> PPM <SEP> '-. <SEP> 40,1
<tb>
<Desc/Clms Page number 8>
TABLEAU II
EMI8.1
<tb>
<tb> Colonne <SEP> n* <SEP> 1 <SEP> 2
<tb> Conditions:
<tb>
EMI8.2
Pression m2.noméo: kg/cm2 70 70
EMI8.3
<tb>
<tb> Température: <SEP> C <SEP> 399 <SEP> 421
<tb> Débit <SEP> d'hydrogène <SEP> : <SEP> cubes
<tb> standard <SEP> par <SEP> baril <SEP> 238 <SEP> 218
<tb> Vitesse <SEP> spatiale:
<SEP> vol.H/vol. <SEP> 0,52 <SEP> 0,50
<tb> Débit <SEP> de <SEP> passage: <SEP> Vol/vol. <SEP> 41,4 <SEP> 40
<tb> Durée <SEP> de <SEP> l'essai <SEP> : <SEP> heures <SEP> 80 <SEP> 80
<tb> Répartition <SEP> :
<tb> Pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> de <SEP> la <SEP> charge
<tb> Gaz <SEP> C1-C3 <SEP> 1,6 <SEP> 2,9
<tb> C4 <SEP> et <SEP> C5 <SEP> dans <SEP> les <SEP> gaz <SEP> 0,3 <SEP> 1,5
<tb> Produit <SEP> liquide <SEP> total <SEP> 93,4 <SEP> 91,3
<tb> Soufre <SEP> éliminé <SEP> 3,1 <SEP> 3,6
<tb> Carbone <SEP> 0,4 <SEP> 0,6
<tb> Total <SEP> 98,8 <SEP> 99,9
<tb> Carbone <SEP> :
<SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> du <SEP> catalyseur
<tb> 20,4 <SEP> 31,5
<tb> Consommation <SEP> d'hydrogène <SEP> en <SEP> mètre <SEP> cubes
<tb> Standard <SEP> par <SEP> baril <SEP> 23,7 <SEP> 25,5
<tb> Pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 1,3 <SEP> 1,4
<tb> Propriétés <SEP> du <SEP> produit <SEP> liquide
<tb> Densité <SEP> 0,956 <SEP> 0,922
<tb> Viscosité <SEP> : <SEP> SUV, <SEP> Sec.
<tb>
38 C <SEP> 3836 <SEP> 207
<tb> 54 C <SEP> 1170 <SEP> 104
<tb> 99 C
<tb> Soufre:% <SEP> 1, <SEP> 23 <SEP> 0,65
<tb> Azote: <SEP> % <SEP> 0,20 <SEP> 0,36
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 12,2 <SEP> 8,8
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n-pentane:% <SEP> 6,4' <SEP> 5,6
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène: <SEP> % <SEP> 0,15 <SEP> 0,52
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 36,5 <SEP> 17,9
<tb> Nickel <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 17,4 <SEP> 12,9
<tb> Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP> :
C <SEP> -- <SEP> 6,7
<tb>
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TABLEAU II (suite)
EMI9.1
<tb>
<tb> Colonne <SEP> n <SEP> 1 <SEP> 2
<tb>
EMI9.2
Essence (PEI-204-C)
EMI9.3
<tb>
<tb> Rendement <SEP> : <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 5,4 <SEP> 10,4
<tb> Propriétés <SEP> :
<tb> Densité <SEP> : <SEP> 0,763 <SEP> 0,737
<tb> Soufre:% <SEP> 0,184-Type <SEP> d'hydrocarbure; <SEP> Pourcentage <SEP> en
<tb> volume
<tb> Corps <SEP> aromatiques <SEP> 16,8
<tb> Oléfines <SEP> 4,7
<tb> Raraffines <SEP> 55,0
<tb> Naphtènes <SEP> 20,3 <SEP> # <SEP>
<tb> Dicycloparaffines <SEP> 3,2
<tb>
EMI9.4
Huile pour chaudières (2040-3540C)
EMI9.5
<tb>
<tb> Rendement <SEP> :
<SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 10,2 <SEP> 28,9
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> 0,868 <SEP> 0,853
<tb> Soufre:% <SEP> 0,20
<tb> Azote:% <SEP> 0,16
<tb> Type <SEP> d'hydrocarbure; <SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> Corps <SEP> aromatiques <SEP> 30,1 <SEP> -Oléfines <SEP> 14,7
<tb> Produits <SEP> saturés <SEP> 55,2 <SEP> -- <SEP>
<tb> Indice <SEP> de <SEP> brome <SEP> 8,2 <SEP> # <SEP>
<tb> Point <SEP> d'aniline, <SEP> C <SEP> 54,6 <SEP> -Mazout <SEP> lourd <SEP> (354 -438 C)
<tb> Rendement: <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 21,1 <SEP> 32,9
<tb> Propriétés <SEP> :
<tb> Densité: <SEP> 0,933 <SEP> 0,938
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> Sec.
<tb>
38 C <SEP> 486 <SEP> -- <SEP>
<tb> 54 C <SEP> -- <SEP> 156
<tb> 99 C <SEP> 56,3 <SEP> 1,4
<tb> Soufre:% <SEP> 0,51 <SEP> 0,57
<tb> Azote:% <SEP> 0,23 <SEP> 0,32
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 0,59 <SEP> 0,28
<tb>
EMI9.6
Point daniline: C 72,7 77,2
EMI9.7
<tb>
<tb> Vanadium <SEP> :PPM <SEP> 0,1 <SEP> 0,1
<tb> Nickel: <SEP> PPM <SEP> 0, <SEP> 2 <SEP> 0,1
<tb> Facteur <SEP> K <SEP> 11,67 <SEP> Il.58
<tb>
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Les produits obtenus comme décrit précédemment sont soumis à une distillation à la pression atmosphérique pour éliminer les produits volatils, d'une manière classique.
Le résidu atmosphérique ainsi obtenu est ensuite soumisà une distillation pour obtenir un rzsidu à 354 "C et un résidu à 538*C. Les propriétés de ces résidus obtenus à 354*C et 538*C sont indiqués dans le tableau III ci-après.
TABLEAU III
EMI10.1
<tb>
<tb> Résidu <SEP> de <SEP> la <SEP> colonne <SEP> 1 <SEP> Résidu <SEP> de <SEP> la <SEP> colon--.
<tb> ne2
<tb> du <SEP> tableau <SEP> II <SEP> du <SEP> tableau <SEP> II
<tb> Point <SEP> de <SEP> coupe <SEP> du
<tb> résidu: <SEP> C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Rendement <SEP> : <SEP> pourcentage
<tb> en <SEP> volume <SEP> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 84,6 <SEP> 63,5 <SEP> 62,3 <SEP> 29,4
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> : <SEP> 0,971 <SEP> 0,991 <SEP> 0,984 <SEP> 1,046
<tb> Viscosité: <SEP> SUV, <SEP> sec
<tb>
EMI10.2
38 C 35,099 ----- 10,006 ----- 540C ¯¯¯¯¯¯ ¯¯¯¯.. ##<-. ¯¯¯¯¯
EMI10.3
<tb>
<tb> 99 C <SEP> 492 <SEP> 1568 <SEP> 185 <SEP> 22,258
<tb> Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP> C <SEP> 16 <SEP> 24 <SEP> 32 <SEP> ---Soufre, <SEP> % <SEP> 1,32 <SEP> 1,54 <SEP> 0,93 <SEP> 1,60
<tb> Azote:
<SEP> % <SEP> 0,49 <SEP> 0,41 <SEP> 0,44- <SEP> 0,716
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 13,2 <SEP> 17,5 <SEP> 14,9 <SEP> 31,7
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le
<tb> n-pentane <SEP> : <SEP> % <SEP> 8,1 <SEP> 12,7 <SEP> 9,5 <SEP> ----
<tb> .
<tb>
Insolubles <SEP> dans <SEP> le
<tb> benzène <SEP> : <SEP> % <SEP> 0,15 <SEP> 0,11 <SEP> 0,48 <SEP> 0,29
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 40,0 <SEP> 57,2 <SEP> 17,6 <SEP> 44,5
<tb> Nickel <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 19,8 <SEP> 26,0 <SEP> 15,3 <SEP> 35,9
<tb>
Un résidu obtenu par distillation sous vide à partir d'un mélange de pétroles bruts de Koweit et du Venezuela, ayant les propriétés indiquées dans le tableau IV, est soumis à une réduction de viscosité selon trois degrés de sévérité différents, pour former de l'essence en des quantités représentant respectivement : 3%, 11,8% et 20,5%.
Après l'élimination de l'essence, on amène une partie des résidus de chaque opération de réduction de viscosité en contact avec le même catalyseur nickel-cobalt-molybdène
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mentionné précédemment, en présence d'hydrogène, selon trois degrés de sévérité différents (température 371 , 399 et 421 C) et dans les conditions indiquées dans le tableau V.
Les résultats des opérations de réduction de viscosité, de même que ceux des traitements par l'hydrogène, sont indiqués dans le tableau V.
TABLEAU IV
EMI11.1
<tb>
<tb> Densité <SEP> 1,022
<tb> Viscosité <SEP> : <SEP> SUV, <SEP> sec.
<tb>
38 C <SEP> 320. <SEP> 522
<tb> 99 C <SEP> 1,435
<tb>
<tb> Soufre <SEP> : <SEP> % <SEP> 4,61
<tb> Azote: <SEP> % <SEP> 0,62
<tb> Résidu <SEP> carboné:% <SEP> 23,3
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n-pentane;% <SEP> 18,1
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène <SEP> : <SEP> %0,01
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 155
<tb> Nickel <SEP> :
<SEP> PPM <SEP> 44,4
<tb>
. On soumet également une partie de chacun de ces trois produits dont la viscosité a été réduite à une distillation, pour donner des résidus à 354 et à 538 C.On soumet également les produits provenant de chacun des traitements par l'hydrogène précités à une distillation dans des conditions similaires, pour donner des résidus à 354 et 538*C. Les propriétés de ces résidus sont indiquées dans le tableau VI.
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EMI12.1
''].." TA13LEAU'V'.
EMI12.2
<tb>
Colonne <SEP> ne <SEP> . <SEP> 1 <SEP> 2 <SEP> 3 <SEP> 4 <SEP> (charge) <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 7 <SEP> (charge) <SEP> 8 <SEP>
<tb> @ <SEP> ( <SEP> charge) <SEP> ( <SEP> charge) <SEP> (charge)
<tb>
EMI12.3
Conditions d'hvdrodésulfuration goudron ne goudron ne goudron ne Pression manométrique: kg/cm2 . renfermant -- -70- renfermant renfermant pas d'essen- - pas d'essence pas d'essen- .'Température ce provenant 371 399 421 provenant 399 421 ce provenant 399
EMI12.4
<tb> Débit <SEP> d'hydrogène:mètres <SEP> cubes <SEP> d'une <SEP> phase <SEP> d'une <SEP> phase <SEP> d'une <SEP> phase
<tb> standard <SEP> par <SEP> baril <SEP> de <SEP> réduction <SEP> 226 <SEP> de <SEP> réduction <SEP> 226 <SEP> de <SEP> réduction
<tb>
EMI12.5
Vitesse spatiale: de viscosité de viscosité viscosité Vitesse spatiale:
à 468 C à 493 C 'l 5160C V/V/11 (3% d'essen- 0,5 (11,8% d'es- 0,5 (20,5% d'es- 0,49
EMI12.6
<tb> Débit <SEP> de <SEP> passage: <SEP> vol/vol. <SEP> ce <SEP> éliminée) <SEP> sence <SEP> éliminée) <SEP> sence <SEP> éli-
<tb> -- <SEP> 40 <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 40 <SEP> 39,1
<tb> miné)
<tb> Durée <SEP> de <SEP> l'essai <SEP> : <SEP> heures <SEP> -- <SEP> 80 <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 80 <SEP> 80
<tb> Rendements:
<SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> de
<tb> la <SEP> charge
<tb> Caz <SEP> C1-C3 <SEP> 0,5 <SEP> 1,2 <SEP> 3,1 <SEP> 1,7 <SEP> 2,9 <SEP> 2,1
<tb> C4 <SEP> et <SEP> C5 <SEP> dans <SEP> les <SEP> gaz <SEP> 0,0 <SEP> 0,3 <SEP> 1,2 <SEP> 0,3 <SEP> 1,4 <SEP> 0
<tb> Produit <SEP> liquide <SEP> total <SEP> 98,2 <SEP> 92,6 <SEP> 89,1 <SEP> 92,5 <SEP> 87,8 <SEP> 91,0
<tb> Soufre <SEP> éliminé <SEP> 2,7 <SEP> 3,5 <SEP> 3,8 <SEP> 3,7 <SEP> 3,4 <SEP> 3,8
<tb> Carbone <SEP> 0,3 <SEP> 0,4
<tb> Carbone <SEP> 0,3 <SEP> 0,3 <SEP> 0,4 <SEP> 0,4 <SEP> 0,3 <SEP> 0,6
<tb> Total <SEP> 101,7 <SEP> 97,9 <SEP> 97,6 <SEP> 98,6 <SEP> 95,8 <SEP> 97,2
<tb> Carbone <SEP> :
<SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> du
<tb>
EMI12.7
catalyseur z 20,219,9 21,5 ¯ 17,2 32,1 Consommation d'hydrogène en mètres cubes standard par baril 9>1 2Q>9 22>1 2Oj9 24 19,0
<Desc/Clms Page number 13>
,. ¯ TABLEAU V (suite)
EMI13.1
<tb> (charge) <SEP> (charge) <SEP> (charge)
<tb> Propriétés <SEP> du <SEP> produit <SEP> liquide <SEP> ####
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> sec. <SEP> 1,022 <SEP> 0,981 <SEP> 0,959 <SEP> 0,934 <SEP> 1,030 <SEP> 0,965 <SEP> 0,942 <SEP> 1,042 <SEP> 0,985
<tb>
EMI13.2
Viscosité SUV, sec.
38ec 320,522 15,878 2,099 188 -(a) 1,816 216 1,881 54 C --- 3,575 -- 92,5 29,385 68,2 -- 88 4g 661 99ec 1,435 319 -- 1.060 -- -- 14,324 -Soufre, 4,61 le99 1,15 0,93 4,39 1,29 1,10 5,11 1,48 Azote: % 0,62 0,43 0,40 0,38 0,51 0,43 ifs- lis 0,49 Résidu carboné % 23,3 1518 14,0 10,8 24, 15,4 12,5 28,7 18,4 Insolubles dans le n-pentane:% "1 %,17 -- 14 22,8 11,3 8 9 28 15,4 Insolubles dans benzène: 0,01 0,,17 0,19 1,47 0, 7 1,18 5,93 2,63 Vanadium PPM H- A6', 51,8 Oc'57 16807 62;i8 # 93 6.
Vanadium PPM z4 bzz in bzz 168 bzz 29,8 189 S, Nickel ; congélation : .c , -- 44,4 24,6 20,4 14,9 45,3 25,3 17,5 52,1 28,6 Sédiment par extraction : % 0,03 15 1,31
EMI13.3
<tb> Essence <SEP> (PEI-204 C)- <SEP> 0,03 <SEP> 1,31
<tb> Rendement <SEP> : <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> dlhydrodésulfuration <SEP> 0,8 <SEP> 2,4 <SEP> 2,3 <SEP> 13,0 <SEP> 0,0 <SEP> 4,1 <SEP> 11,7 <SEP> 0,0 <SEP> 4,4
<tb> Propriétés <SEP> :
<tb> Densité <SEP> 0,790 <SEP> -- <SEP> 0,742 <SEP> 0,751(b) <SEP> 0,767 <SEP> 0,766 <SEP> 0,745 <SEP> 0,80;
<tb> Type <SEP> d'hydrocarbure: <SEP> pourcentage <SEP> 1,10 <SEP> -- <SEP> 0,192 <SEP> 0,83 <SEP> 0,15
<tb> en <SEP> vol. <SEP> :
<SEP>
<tb> 'Corps <SEP> aromatiques <SEP> ini <SEP> @
<tb> Oléfines <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 10,1 <SEP> 17,9 <SEP> 10,9 <SEP> 22,7 <SEP> 19,2 <SEP> 9,8 <SEP> 35,1
<tb> Paraffines <SEP> 5,8 <SEP> 9,0 <SEP> 39,8 <SEP> 4,3 <SEP> 5,2 <SEP> 46,4 <SEP> 35,1
<tb> Paraffines <SEP> -- <SEP> 83,8(c) <SEP> 49,9 <SEP> 37,0 <SEP> 45,4 <SEP> 49,6 <SEP> 32,7 <SEP> 36,7
<tb> Dicycloparaffines <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 21,4 <SEP> 11,8 <SEP> 26,7 <SEP> 23,3 <SEP> 11,1 <SEP> 20,7
<tb> Dicycloparaffines <SEP> 1,8 <SEP> 0,5 <SEP> 0,9 <SEP> 2,7
<tb>
EMI13.4
Produits cycliques -- -- 1'8 23,2 50,3 2,7 20,9 4,3
EMI13.5
<tb> 23,2 <SEP> 50,3 <SEP> 20.9 <SEP> 59,0
<tb>
(a) SFV à 50 C = 5204 secondes
EMI13.6
(b) Essence provenant de l'appareil de réduction de viscosité, non soumise à Lhydrodésulfuration.
<Desc/Clms Page number 14>
TABLEAU V (suite)
EMI14.1
<tb> Colonne <SEP> n <SEP> 1 <SEP> 2 <SEP> 3 <SEP> 4 <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 7 <SEP> 8 <SEP> 9
<tb> (charge) <SEP> (charge) <SEP> (charge)
<tb> luile <SEP> pour <SEP> chaudières <SEP> (204 -
<tb> 354 C) <SEP> Rendement <SEP> : <SEP> pourcenta-
<tb> )ge <SEP> par <SEP> volume <SEP> de <SEP> charge <SEP> d'hydrodésulfuration <SEP> 7,4 <SEP> 11,4 <SEP> 18,9 <SEP> 28,2 <SEP> 9,9 <SEP> 20,2 <SEP> 28,5 <SEP> 18,7 <SEP> 24,6
<tb> Propriétés:
<tb> ;
<SEP> Densité <SEP> 0,870 <SEP> -- <SEP> 0,856 <SEP> -- <SEP> 0,864 <SEP> 0,863 <SEP> 0,869 <SEP> 0,876 <SEP> 0,870
<tb> Soufre.% <SEP> 2,68 <SEP> -- <SEP> 0,.,12 <SEP> 0,28 <SEP> 2,39 <SEP> 0,14 <SEP> 0,20 <SEP> 2,59 <SEP> 0,12
<tb> Azote:% <SEP> 0,046 <SEP> -- <SEP> 0,12 <SEP> 0,12 <SEP> 0,036 <SEP> 0,11 <SEP> 0,12 <SEP> 0,052 <SEP> 0,11
<tb> Type <SEP> d'hydrocarbure.pourcentage
<tb> en <SEP> volume
<tb> Corps <SEP> aromatiques <SEP> 31,3 <SEP> -- <SEP> 30,5 <SEP> 37,3 <SEP> 33,7 <SEP> 32,3 <SEP> 32,7 <SEP> 37,6 <SEP> 22,6
<tb> Oléfines <SEP> 27,7 <SEP> -- <SEP> 12,6 <SEP> 6,b <SEP> 29,0 <SEP> 11,3 <SEP> 9,2 <SEP> 29,2 <SEP> 3,6
<tb> Produits <SEP> saturés <SEP> 41,0 <SEP> -- <SEP> 56,9 <SEP> 56, <SEP> 37,3 <SEP> 56,4 <SEP> 58,1 <SEP> 33,2 <SEP> 73,8
<tb> Indice <SEP> de <SEP> brome <SEP> 31,7 <SEP> -- <SEP> 13,3 <SEP> 5,0 <SEP> 50,2 <SEP> 3,9.
<SEP> 4,1 <SEP> 38,4 <SEP> 7,7
<tb> Point <SEP> d'aniline: <SEP> C <SEP> 55,2 <SEP> -- <SEP> 53,2 <SEP> 55,1 <SEP> 54,3 <SEP> 53,8 <SEP> 54,1 <SEP> 50,1 <SEP> 53,8
<tb> Mazout <SEP> lourd <SEP> (354 -538 C)
<tb> Rendements: <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> charge <SEP> d'hydrodésulfuration <SEP> 12,1 <SEP> -- <SEP> 32,1 <SEP> 36,4 <SEP> .22,1 <SEP> 31,4 <SEP> 33,6 <SEP> 26,4 <SEP> 33,9
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> 0,937 <SEP> -- <SEP> 0,933 <SEP> 0,941 <SEP> 0,937 <SEP> 0,931 <SEP> 0,944 <SEP> 0,954 <SEP> 0,951
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> Sec;
<tb> 38 C <SEP> @ <SEP> 213 <SEP> 194 <SEP> -- <SEP> 317 <SEP> 274 <SEP> -- <SEP> 258 <SEP> 346
<tb> 54 C <SEP> -- <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 140 <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 131 <SEP> --
<tb> 99'C <SEP> 45,2 <SEP> -- <SEP> 55,8 <SEP> 49,7 <SEP> 42,7 <SEP> 48,1 <SEP> 48,5 <SEP> 47,0 <SEP> 50,9
<tb> Soufre:
% <SEP> 3,57 <SEP> -- <SEP> 0,47 <SEP> 0,67 <SEP> 3,35 <SEP> 0,51 <SEP> 0,68 <SEP> 3,68 <SEP> 0,88
<tb> Azote:% <SEP> 0,272 <SEP> -- <SEP> 0,27 <SEP> 0,33 <SEP> 0,121 <SEP> 0,23 <SEP> 0,32 <SEP> 0,25 <SEP> 0,32
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 0,26 <SEP> -- <SEP> 0,53 <SEP> 0,52 <SEP> 0,46 <SEP> 0,13 <SEP> 0,26 <SEP> 0,82 <SEP> 0,45
<tb> Point <SEP> d'aniline: <SEP> C <SEP> 65,1 <SEP> -- <SEP> 74,5 <SEP> 75,5 <SEP> 63,5 <SEP> 69,8 <SEP> 72,3 <SEP> 62,1 <SEP> 66,2
<tb> Vanadium <SEP> :PPM <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 0,1 <SEP> 0,1 <SEP> 0,2 <SEP> 0,1 <SEP> < <SEP> 0,1 <SEP> 0,1 <SEP> < <SEP> 0,1
<tb> Nickel <SEP> :
<SEP> PPM <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 0,3 <SEP> 0,1 <SEP> 0,5 <SEP> 0,1 <SEP> 0,1 <SEP> 0,6 <SEP> 0,4
<tb> Facteur <SEP> K <SEP> @ <SEP> 11,46 <SEP> -- <SEP> 11,66 <SEP> 11,48 <SEP> 11,42 <SEP> 11,60 <SEP> 11,43 <SEP> 11,28 <SEP> 11,47
<tb>
<tb>
<Desc/Clms Page number 15>
TABLEAU VI
EMI15.1
<tb> Source <SEP> de <SEP> résidu <SEP> Colonne <SEP> 1 <SEP> Colonne <SEP> 2 <SEP> Colonne <SEP> 3 <SEP> Colonne <SEP> Colonne
<tb> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP>
<tb>
EMI15.2
Point de coupe du résidu: # # # # # ¯¯¯¯¯ ¯ #
EMI15.3
<tb> C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Rendement:
<SEP> pourcentage <SEP> 354
<tb> en <SEP> volume <SEP> de <SEP> la <SEP> charge
<tb>
EMI15.4
d'hydrodésulfuration 91,6 77,0 88,6 --- 77 45,4 56,6 20,2 90,1 68,0; Propriétés: ??'5 45'4 2 >2 90,! 68,0 : Densité : SUV, Sec. 1,038 1,090(d) . 1000 # 0,989 1,024 0,991 l,lll(d) 1,080 1,083(d) Viscosité SUV, Sec.
38 C 322,584 --- 17,065 37,091 7,225 54C ¯¯¯ 17J.O6S 37,091 # 7.225 # --- Pointée congélation 5,083 20,279 l#5fa --- 405 5,941 146 t3SOri(e) 4,526 35,112
EMI15.5
<tb> Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP> C <SEP> 43 <SEP> 46 <SEP> 27 <SEP> --- <SEP> 10 <SEP> 46 <SEP> 27 <SEP> -- <SEP> 35 <SEP> 46
<tb> soufre: <SEP> % <SEP> 4,57 <SEP> 4,76 <SEP> 2,16 <SEP> --- <SEP> 1,56 <SEP> 1,82 <SEP> 1,11 <SEP> 1,94 <SEP> 4,88 <SEP> 5,14
<tb>
EMI15.6
Azote: 0 ,5 0 0,55 0,62 --- 0,45 0,775 0,52 0,81 0,55 0,65 Résidu carboné: % 25,8 28,2 18,1 --- 15,6 27,4 15,5 41,2 26,8 35,9 Insolubles dans le npentane: 210 2ÇQ l'îc Insolubles dans le 21,0 25,9 13,5 --- Il,3 19,4 15,4 42,5 24,9 38,1 % Insolubles dans le 0,11 0,06 0,09 --- 0,17 0,67 0,44 1,68 0,26 0,21 Nickel a PPM 174 199 78,9 60,0 93,3 21,1 73,1 163,2 224,3 Nickel :
:PPM 46, 5 2, 0 27, 4 --- 24, 41,5 14,5 45,S si'l 65,5 Sédiment par extraction: ' 24'6 41'5 14,5 45,5 51,1 655 pourcentage 0,019 ¯¯- ¯¯¯ -"- ¯¯¯ ¯¯¯ 0,015 --- --- ¯- (d) a densité à l'état solide, 25 /25 C.
Ont S-14 (e) = en dehors du cadre de l'essai
<Desc/Clms Page number 16>
TABLEAU VI ( suite) @
EMI16.1
<tb> Source <SEP> de <SEP> résidu <SEP> Colonne <SEP> 6 <SEP> Colonne <SEP> 7 <SEP> Colonne <SEP> 8 <SEP> Colonne <SEP> 9
<tb> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V
<tb> Point <SEP> de <SEP> coupe <SEP> du <SEP> résidu <SEP> *C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Rendement <SEP> :
<SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> . <SEP> , <SEP>
<tb> volume <SEP> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> @
<tb> d'hydrodésulfuration <SEP> 74,4 <SEP> 43,0 <SEP> 56,2 <SEP> 22,6 <SEP> 81,3 <SEP> 55,2 <SEP> 67,8 <SEP> 33,9 <SEP> @
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> 1,003 <SEP> 1,057 <SEP> 1,002 <SEP> 1,096(d) <SEP> 1,09Q <SEP> 1,147(d) <SEP> 1,034 <SEP> 1,112(d)
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> Sec. <SEP> @
<tb>
EMI16.2
38.c SUV, Sec. ## # 15,818 --- --- 339,464 --¯ 54 C --- --- --- --- --- --- --
EMI16.3
<tb> 54 C <SEP> 520 <SEP> 25,040 <SEP> 182 <SEP> BSOM(e) <SEP> 63,424--- <SEP> 893 <SEP> --Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP> C <SEP> 21 <SEP> 46 <SEP> 21 <SEP> --- <SEP> --- <SEP> 48 <SEP> 24 <SEP> 46
<tb> Soufre: <SEP> % <SEP> 1,37 <SEP> 1,85 <SEP> 1,20 <SEP> 1,96 <SEP> 5,22 <SEP> 5,97 <SEP> 1,69 <SEP> 2,41
<tb> Azote <SEP> :
<SEP> % <SEP> 0,51 <SEP> 0,63 <SEP> 0,55 <SEP> 0,82 <SEP> 0,65 <SEP> 0,86 <SEP> 0,61 <SEP> 0,86
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 18,1 <SEP> 32,0 <SEP> 19,3 <SEP> 43,6 <SEP> 34,4 <SEP> 47,6 <SEP> 24,9 <SEP> 46,2
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n-pentane:% <SEP> 15,0 <SEP> 26,7 <SEP> 20,3 <SEP> 44,8 <SEP> 38,9 <SEP> 53,9 <SEP> 7,6 <SEP> 45,1
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène:% <SEP> 0,18 <SEP> 0,57 <SEP> 0,32 <SEP> 1,47 <SEP> 6,75 <SEP> 7,71 <SEP> 1,74 <SEP> 2,13
<tb> Vanadium <SEP> :PPM <SEP> 68,3 <SEP> 123 <SEP> 27,4 <SEP> 75,8 <SEP> 231 <SEP> 313 <SEP> 78,9 <SEP> 139
<tb> Nickel <SEP> : <SEP> PPM <SEP> . <SEP> 29,3 <SEP> 47,9 <SEP> 19,2 <SEP> 49,5 <SEP> 59,6 <SEP> 87,2 <SEP> 35,4 <SEP> 63,4
<tb> Sédiment <SEP> par <SEP> extraction <SEP> :
<SEP>
<tb>
EMI16.4
pourcentage .-# --# 0,55 ¯¯¯ ¯¯¯ ¯¯¯ -¯¯
EMI16.5
<tb>
<tb>
(d) densité à l'état solide 25 /25 C (e) en dehors du cadre de l'essai
<Desc/Clms Page number 17>
Les données qui précèdent montrent que l'invention fournit des rendements élevés en essence, de l'huile pour chaudières et un mazout n 6 ayant une faible teneur en soufre. Ces données montrant également que l'invention four- nit un rendement élevé en produits de distillation et un fai- ble rendement en.mazout n 6 et en coke par comparaison avec les autres processus.
Par exemple, on remarquera à l'examen des données qui précèdent que, dans le cas d'une réduction de viscosité suivie d'une hydrodésulfuration ou d'une hy- drogénation destructrice dans des conditions plus sévères, correspondant à une température allant de 399 à 42L*C, il ne se produit pas d'augmentation dans la formation de coke.
Ceci doit être comparé avec l'augmentation notable du dépôt de coke qui est obtenue quand on soumet une charge -ayant subi une réduction de viscosité poussée à une hydrodésulfura- tion à 399 C (colonne n 9 du tableau V). On comparera éga- lement ce résultat avec le tableau II, dans lequel le dépôt de coke provenant d'une charge de distillation directe aug- mente considérablement pour une élévation de température de 3990 à 421 C. Des recherches ont montré également que la te- neur en produits cycliques obtenus avec ce procédé est supé- rieure à celle que fournissent d'autres procédés connus.
L, terme "baril" utilisé ici résigne une quantité cor- respondant à 159 litres.
Des modifications peuvent être apportées aux modes de mise en oeuvre décrits, dans le domaine des équivalences techniques, sans s'écarter de l'invention. j
REVENDICATIONS.
**ATTENTION** fin du champ DESC peut contenir debut de CLMS **.