Les combustibles, traitement themochimique, raffinage, Luc Nougier ...
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©IFP<br />
Réserves prolongées | Raffinage propre | Véhicules économes | Carburants diversifiés | CO 2 maîtrisé<br />
Conversion, Valorisation des<br />
produits lourds et maîtrise du<br />
CO2<br />
La Chaîne Energétique du Carbone, LN 28/06/07
©IFP<br />
2<br />
Sommaire<br />
La Conversion des bruts non conventionnels :<br />
Charges à considérer.<br />
Contexte économique.<br />
<strong>Les</strong> procédés de conversion<br />
Raffinage avec rejet de carbone<br />
Raffinage sans rejet de carbone<br />
<strong>Les</strong> défis de la conversion :<br />
Maîtrise des technologies<br />
Production d'hydrogène<br />
Impact CO2<br />
La Chaîne Energétique du Carbone, LN 28/06/07
©IFP<br />
3<br />
La conversion des bruts non conventionnels<br />
Quelles sont les charges concernées par cette<br />
problématique ?<br />
<strong>Les</strong> bruts lourds<br />
<strong>Les</strong> bruts extra lourds<br />
<strong>Les</strong> sables bitumineux<br />
Le fond du baril pour les bruts conventionnels<br />
La Chaîne Energétique du Carbone, LN 28/06/07
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4<br />
Classification des bruts non conventionnels<br />
Brut lourd<br />
18 ° < API < 25 °<br />
10 cP < Viscosité < 100 cP<br />
Mobile aux conditions du réservoir<br />
Brut extra lourd<br />
7 ° < API < 20 °<br />
100 cP < Viscosité < 10 000 cP<br />
Mobile aux conditions du réservoir<br />
Sable bitumineux<br />
7 ° < API < 12 °<br />
Viscosité > 10 000 cP<br />
Non mobile aux conditions du réservoir<br />
La Chaîne Energétique du Carbone, LN 28/06/07
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5<br />
Comparaison brut lourd et léger<br />
Yield (% pds)<br />
100%<br />
90%<br />
80%<br />
70%<br />
60%<br />
50%<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
La Chaîne Energétique du Carbone, LN 28/06/07<br />
19<br />
25<br />
56<br />
Brut Lourd Brent<br />
Vacuum Resid (C540+) Vacuum Gas Oil (C370 - C540) Atmospheric distillates (C370-)<br />
64<br />
25<br />
11
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6<br />
Extraction et transport<br />
<strong>Les</strong> bruts non conventionnels ne sont pas assez mobiles<br />
dans les réservoirs pour être extraits par les méthodes de<br />
production classiques, il faut utiliser des méthodes<br />
spécifiques<br />
<strong>Les</strong> bruts non conventionnels sont très visqueux pour pouvoir<br />
être transportés dans les pipes, il faut donc utiliser des<br />
méthodes spécifiques (dilution, émulsion......)<br />
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7<br />
Production par extraction minière<br />
Avantages<br />
Technologie maîtrisée<br />
Taux de récupération élevée : 80 %<br />
Émission CO 2 : 0.16 t/t brut<br />
Coût : 8 - 12 $ / bbl<br />
Inconvénients<br />
Profondeur limite : 75 m<br />
Utilisable sur 10 % des réserves<br />
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8<br />
Production froide - Chops<br />
Avantages<br />
Technologie maîtrisée<br />
Investissement limité<br />
Émission CO 2 : 0.11 t/t brut<br />
Coût : 2 - 4 $ / bbl<br />
Inconvénients<br />
Taux de récupération très<br />
faible : 5 -10 %<br />
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9<br />
Production vapeur type SAGD<br />
Avantages<br />
Technologie maîtrisée<br />
Taux de récupération important : 60 %<br />
Inconvénients<br />
Coût : 10 - 15 $ / bbl<br />
Énergie : 75% poste vapeur<br />
Vapeur : 3 bbl d ’eau / baril de brut<br />
Émission CO 2 : 0.7 t/t brut<br />
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10<br />
Contexte Economique :<br />
Augmentation de la demande et modification de la structure<br />
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11<br />
Intérêt économique<br />
La Chaîne Energétique du Carbone, LN 28/06/07
©IFP<br />
12<br />
Sommaire<br />
La Conversion des bruts non conventionnels :<br />
Charges à considérer.<br />
Contexte économique.<br />
<strong>Les</strong> procédés de conversion<br />
Raffinage avec rejet de carbone<br />
Raffinage sans rejet de carbone<br />
<strong>Les</strong> défis de la conversion :<br />
Maîtrise des technologies<br />
Production d'hydrogène<br />
Impact CO2<br />
La Chaîne Energétique du Carbone, LN 28/06/07
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13<br />
<strong>Les</strong> procédés de conversion<br />
Deux types de procédés de conversion:<br />
Rejet de carbone (Coker, SDA et FCC)<br />
Sans rejet de carbone (Viscoréduction, Hydroconversion lit fixe / lit<br />
bouillonnant / lit entraîné)<br />
H/C 1.1<br />
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Rejet de Carbone vs ajout H2<br />
+ 3 wt% H2 (*)<br />
+ 3.5 wt% H2<br />
H/C 1.3 H/C 1.9<br />
H/C 0.8<br />
0.5<br />
- 42 wt% C<br />
- 30 wt% C<br />
+ 4.8 wt% H2<br />
+ 7.6 wt%<br />
- 58 wt% C<br />
- 74 wt%<br />
* H2 Hors purification
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14<br />
Procédés de conversion<br />
Brut<br />
DA<br />
Résidu<br />
Atmosphérique<br />
(RA) – 380 +<br />
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DSV<br />
Distillat ss<br />
vide (DSV)<br />
380 – 540°C<br />
Résidu sous<br />
vide (RSV) –<br />
540+<br />
FCC<br />
HCK<br />
Cokéfaction<br />
Viscoréduct.<br />
SDA<br />
Hydroconversion<br />
RFCC<br />
Gaséification<br />
Gas<br />
LPG<br />
Essence<br />
Kero<br />
GO<br />
VGO<br />
Fuel<br />
Coke
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15<br />
Coker<br />
Avantages:<br />
Faible pression ( 1 à 5 bar )<br />
Pas besoin d’hydrogène<br />
Conversion totale du RSV – Métaux dans petcoke<br />
Inconvénients:<br />
Haute température ( 480 à 550°C ) ⇒ CO2<br />
Production de gaz et de coke<br />
Qualité produits médiocre ( insaturés, N, S,octane et cétane<br />
faibles … ): post <strong>traitement</strong> sévère.<br />
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16<br />
Craquage catalytique de résidu (RFCC)<br />
Avantages:<br />
Conversion élevée du résidu<br />
Pas d'hydrogène<br />
Produit d'assez bonne qualité mais post <strong>traitement</strong> nécessaire.<br />
Inconvénients:<br />
Contraintes sur la charge (CCR < 10% - Ni+V < 30 ppm, N < 2000 ppm)<br />
Consommation de catalyseur<br />
Emission Sox, Nox, CO2 (20% de la raffinerie).......<br />
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17<br />
Hydrogen<br />
Feed<br />
Hydroconversion en lit fixe<br />
HDM<br />
Demetallization, Conversion<br />
R1A<br />
R1B<br />
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HDS<br />
Desulfurization, Refining<br />
Fractionnement<br />
Gaz +H2S<br />
Essence<br />
Distillat<br />
Fuel basse teneur en S et/ou charge FCC
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18<br />
Hydroconversion lit fixe<br />
Avantages:<br />
Produits hydrotraités<br />
Charge pour RFCC<br />
Inconvénients:<br />
Haute pression ( 100 à 200 bar )<br />
Haute Température (350 à 400°C )<br />
Conversion résidu faible (≈ 30%)<br />
Consommation hydrogène ( 1.2 à 2 %pds / charge )<br />
Volume réacteur et catalyseur important (durée cycle:1 an)<br />
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19<br />
MAKE-UP<br />
H 2<br />
RESID<br />
FEED<br />
Hydroconversion lit bouillonnant<br />
Heater<br />
Heater<br />
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H-OIL<br />
Reactors<br />
Air<br />
Cooler<br />
V/L<br />
Separator<br />
V/L<br />
Separator Vacuum<br />
Vacuum Bottoms Recycle (Optional) Tower<br />
V/L Separator<br />
Fractionation<br />
and<br />
Stabilization<br />
Acid Gas<br />
Removal &<br />
HPU<br />
Sour<br />
Gas<br />
Sour Water<br />
Sour Gas<br />
Vacuum<br />
Gas Oil<br />
Naphtha<br />
Mid<br />
Distillate<br />
Vacuum<br />
Residue
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20<br />
Hydroconversion lit bouillonnant<br />
Avantages<br />
Conversion élevée du résidu ( 45 à 80% )<br />
Produits hydrotraités, mais peu hydrogénés et teneur élevée en N<br />
Inconvénients<br />
Haute pression ( 100 à 200 bar )<br />
Haute Température ( 400 à 440°C )<br />
Consommation hydrogène ( 1.5 à 3 %pds / charge )<br />
Consommation de catalyseur ( 2 à 3.5 kg / t charge )<br />
Conversion maximale limitée par la stabilité du résidu<br />
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21<br />
Hydroconversion slurry<br />
Carbonaceous<br />
additive<br />
slurry<br />
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Slurry Separation Fractionation<br />
Hydroconversion Section<br />
Section<br />
R1 R2 HPS<br />
H2<br />
Catalyst<br />
emulsion<br />
VR Feed<br />
LPS<br />
Purif.<br />
Flakes<br />
COMP.<br />
FG<br />
& LPG<br />
Naphtha<br />
Jet fuel<br />
Diesel<br />
VGO
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22<br />
Hydroconversion slurry<br />
Avantages:<br />
Conversion élevée du résidu > 90%<br />
Produits hydrotraités, mais peu hydrogénés et teneur élevée en N<br />
Inconvénients:<br />
Haute pression ( 100 à 200 bar )<br />
Haute Température ( 400 à 440°C )<br />
Consommation hydrogène ( 2.5 à 3.5 %pds / charge )<br />
Récupération du catalyseur dispersé indispensable<br />
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23<br />
Sommaire<br />
La Conversion des bruts non conventionnels :<br />
Charges à considérer.<br />
Contexte économique.<br />
<strong>Les</strong> procédés de conversion<br />
Raffinage avec rejet de carbone<br />
Raffinage sans rejet de carbone<br />
<strong>Les</strong> défis de la conversion :<br />
Production d'hydrogène<br />
Maîtrise des technologies<br />
Impact CO2<br />
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24<br />
Production d'hydrogène<br />
Gaz Naturel<br />
(Reformage à la<br />
vapeur)<br />
48%<br />
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Electrolyse<br />
4%<br />
Charbon (POX)<br />
18%<br />
Hydrocarbures<br />
liquides<br />
(Reformage<br />
catalytique)<br />
30%
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25<br />
Gazéification (POX)<br />
Avantages<br />
Peut traiter tout type de charge ( coke,<br />
résidus, charbons, biomasse… )<br />
Production d'énergie à partir du gaz de<br />
synthèse: Intégration avec cycle combiné<br />
( IGCC ).<br />
Inconvénients / enjeux<br />
Haute Température: Matériaux spécifiques<br />
( T, corrosion, … )<br />
Production d'oxygène<br />
Purification du gaz de synthèse<br />
(particules, soufre, suies, CO2 … )<br />
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charge + oxygène +vapeur<br />
gaz de synthèse<br />
(CO + H2)
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26<br />
Reformage à la vapeur<br />
Gaz Naturel<br />
Eau<br />
SMR<br />
Energie<br />
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Eau<br />
Shift-<br />
Séparation<br />
H2 / CO2 Purification H2<br />
conversion H 2<br />
CO 2
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27<br />
Génération d'hydrogène<br />
Cogénération et intégration thermique<br />
H 2 export<br />
Air<br />
Primary<br />
combustion<br />
Hot Gas Generator<br />
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H 2 -rich gas<br />
Secondary<br />
combustion<br />
Hot Flue gas<br />
CO 2<br />
CO 2 Removal<br />
H 2 +CO<br />
Natural Gas<br />
Steam<br />
Catalytic Reactor / Exchanger<br />
H 2<br />
Exhaust gas<br />
HRSG<br />
Expander<br />
Water<br />
Power
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28<br />
Conclusions<br />
La conversion des pétroles non conventionnels et des<br />
résidus va se développer :<br />
contexte économique<br />
évolution de la demande en produits<br />
disponibilité des ressources<br />
De nouveaux défis :<br />
intégration et intensification de l'outils de <strong>raffinage</strong><br />
maîtrise et évolution des technologies pour l'hydroconversion<br />
catalyseurs<br />
procédés<br />
production d'hydrogène<br />
maîtrise / captage CO2<br />
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