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Caractéristiques du pétrole brut :
Composition du pétrole brut :
Le pétrole brut est formé essentiellement d’hydrocarbures (combinaison exclusive de carbone et d’hydrogène », où le carbone présente 83 à 87% en volume et l’hydrogène 10 à 14 %. Les hydrocarbures contenus dans le pétrole sont regroupées en trois familles :
Les paraffines (Alcanes)
Les naphtènes (Cyclo-alcanes)
Les aromatiques
Les autres composés :
– Les composés oxygénés : 0.05 à 1.5% en masse
– Les composés azotés : 0.1 à 2% en masse
– Les métaux : 0.005 à 0.015 % en masse (dont 75% du Nickel et de Vanadium),
– Les traces d’autre éléments tel que : Sodium, Calcium, Magnésium, Aluminium, et le fer.
les propriétés du pétrole brut :
La masse volumique, la densité et le degré API :
La masse volumique d’une substance (Density en anglais) est le rapport de la masse sur le volume de la substance à une température déterminée.
La densité d (specific gravity en anglais) et le rapport de la masse volumique de la substance sur la masse volumique d’un fluide de référence (l’eau pour les liquides et les solides) dans des conditions déterminés de T et de P. d1515 = (15℃) (15℃) d415 = (4℃) (4℃)
Le degré API (du nom de « American Petroleum Institute ») est un autre moyen pour exprimer la densité d’un brut. Plus le pétrole est lourd son degré API est faible. °API=(141.5/d)-131.5 Avec d la densité du pétrole brut par rapport à l’eau mesuré à 15,5°C.
Teneur en sel (salt content) :
La teneur en sel est exprimée en milligrammes de chlorure de sodium NaCl par litre de pétrole brut ou en (pounds/baril) de brut, cette teneur représente la quantité de sel dissoute dans l’eau présente dans le brut. Une teneur élevée de sel dans le brut provoque de graves problèmes de corrosion. Généralement une teneur de NaCl supérieur à 10lb/1000 baril nécessite un dessalage.
Teneur en soufre (Sulfur content) :
La détermination de la teneur en soufre du pétrole brut est importante car cette teneur est utilisée pour la détermination du prix du brut.
Point d’écoulement (pour point) :
Le point d’écoulement pour un brut est la température la plus basse à laquelle le brut s’écoule (reste fluide) dans les conditions de test. Le but de ce test est d’indiqué la quantité des longues chaines paraffiniques (la cire de pétrole ou petroleum Wax) contenues dans le brut.
NB : la connaissance du point d’écoulement est importante pour la détermination des conditions de pompage du brut en hiver.
Taux de cendres (Ash content) :
Le test indique la quantité des composés métalliques présents dans le pétrole brut. Le taux de cendres est déterminé par la combustion complète (calcination) d’un échantillon de pétrole brut. [10]
Propriétés PVT (pression, volume, température) :
Le calcul des réservations dans un gisement de pétrole et de la détermination de son exécution et sciences économiques exige une bonne connaissance les propriétés physiques de fluides. La pression de bulle (Pb), la solution GOR, le facteur de volume de formation d’huile (Bo) et la compressibilité (Co) sont d’importance primaire dans le calcul d’équilibre de matière, tandis que la viscosité joue un rôle important dans l’interprétation d’essai de production et dans l’analyse de problème de puits. Les propriétés physiques et chimiques de pétroles bruts varient considérablement et dépendent de la concentration des divers types des hydrocarbures et de constituants mineurs actuels. Une description précise des propriétés physiques de pétroles bruts est d’importance considérable dans les domaines de la science appliquée et théorique et particulièrement dans la solution des problèmes de technologie de réservoir de pétrole (tableau 1). Il est fondamental que tous les calculs de performance des réservoirs pétroliers, notamment, les opérations de production et la conception et l’évaluation de la formation sont fortement liées aux propriétés PVT utilisées .D’une manière générale, les propriétés PVT sont déterminées au laboratoire à partir des études sur des échantillons prélevés au fond du puits de forage ou à la surface. Les résultats expérimentaux sont cependant très coûteux à obtenir. Par conséquent, l solution la plus utilisée est d’étudier le comportement thermodynamique .
Technologie appliqué : étude des processus de production de l’exploitation au raffinage.
Considéré comme une source d’énergie, le pétrole représente la matière première essentielle pour le développement économique énergétique et technologique. Ce dernier n’a pas d’utilisation pratique tant qu’il n’a pas été bien traité et bien raffiné ; afin d’obtenir des produits dont les usages conviennent à une application particulière (en produits énergétiques tels que carburants et combustibles, et en produits non énergétiques telles que les matières premières pétrochimiques, lubrifiant paraffines et bitumes) [8].
La quête de l’or noir (de la prospection au raffinage) :
L’industrie pétrolière est partagée en deux filières : «amont » (prospection, extraction) et « avale » (raffinage, distribution).
Prospection :
Afin de découvrir de nouveaux gisements de pétrole, des études sur les structures géologiques sont effectuées afin de savoir si ces derniers peuvent contenir des accumulations d’hydrocarbures exploitables. Pour cela, la méthode sismique est utilisée et qui consiste à envoyer des ondes sonores qui se propagent à la surface étudiée, et ce sont les analyses récupérées qui déterminent la nature de ces roches et l’existence de pétroles et de gaz [8].
Extraction :
Les mêmes puits de forage utilisés pour la détection du pétrole servent encore à son Extraction. Au début de l’extraction, le trépan pénètre dans la roche couverture du réservoir, la pression interne est libérée et le pétrole remonte naturellement où il sera pompé artificiellement dans le trou de forage (extraction primaire).Si cette pression est insuffisante, d’autres techniques artificielles sont utilisées pour l’extraire plus rapidement. Pour cela, on injecte de l’eau ou du gaz afin de déplacer le pétrole enfermé de la roche poreuse (extraction secondaire). L’extraction tertiaire va encore plus loin et fait appel à des méthodes thermiques (injection de vapeur pour augmenter la température de pétrole brut et diminuer sa viscosité, pour faciliter le pompage), des méthodes chimiques (recours à des détergents qui lavent littéralement l’huile de la roche), ou s’appuient sur un mélange d’huiles plus légères dans les réservoirs profonds. [11]
Raffinage :
Le raffinage du pétrole désigne l’ensemble des traitements et des transformations visant à tirer l’eau et les solides du pétrole et séparer et traiter les hydrocarbures pour avoir à la fin le maximum de produits à haute valeur commerciale. [12]
Les opérations de raffinage :
Dans le raffinage, le pétrole passe par plusieurs étapes successives :
Réception et stockage du pétrole brut :
Les fluctuations d’approvisionnement dues à toutes sortes d’aléas lors de la production, du transport et du raffinage, ou les variations de la consommation, qui dépendent notamment des conditions Le stockage des ressources énergétiques est non seulement nécessaire pour compenser les météorologiques. Il est aussi stratégique pour assurer un minimum d’autonomie énergétique du pays consommateur.
Le stockage doit être assuré aux différentes étapes du cheminement du pétrole, depuis le puits de production jusqu’aux lieux de consommation.
Les dépôts pétroliers importants se trouvent essentiellement sur les lieux de production du pétrole brut, aux extrémités des oléoducs, dans les terminaux de chargement et de déchargement du pétrole, à proximité des raffineries. Ces stockages concernent le pétrole brut, les charges, les coupes intermédiaires et les produits finis avant expédition.
Les réservoirs sont généralement de formes cylindriques et sont de deux types :
Les réservoirs à toit fixe, utilisés pour le stockage d’huile non stabilisée (c’est-à-dire de pétrole comportant encore des hydrocarbures volatiles pouvant dégazer). Il existe deux types de toits fixes, les toits de formes coniques et les toits en forme de dôme (sphérique ou ellipsoïdal).
Les réservoirs à toit flottant (simple pont ou double ponts), utilisés pour le stockage d’huile stabilisée (ne présentant pas de risque de dégazage). Le toit flotte sur le produit stocké et fait étanchéité avec la robe du réservoir au moyen d’un joint.
Dessalage :
Le pétrole brut et les résidus lourds peuvent contenir différentes quantités de composés organiques comme des sels solubles dans l’eau, du sable, de la rouille et d’autres extraits secs, l’ensemble est caractérisé comme des dépôts de fond. Le sel dans le brut se présente principalement sous forme de cristaux de sels dissous en suspension ou dissous dans l’émulsion d’eau avec le brut. Ces impuretés, en particulier les sels, peuvent entraîner un encrassement et la corrosion des échangeurs de chaleur (préchauffages de brut) et en particulier du système de distillat de tête de l’unité de distillation de brut. Les sels sont préjudiciables à l’activité de plusieurs catalyseurs utilisés dans les procédés de conversion en aval et les sels de sodium stimulent la formation de coke (par exemple dans les fours). Certaines impuretés inorganiques sont liées chimiquement, comme le vanadium et le nickel, il y est souvent fait référence comme sels solubles dans l’huile. Ceux-ci ne peuvent pas être éliminés dans un dessaleur. De plus, l’eau devrait de préférence être retirée si la teneur en eau du brut est relativement élevée. Le dessalage du pétrole brut est donc généralement appliqué avant la séparation en fractions. Le principe du dessalage est de nettoyer le pétrole brut ou les résidus lourds avec de l’eau à température élevée et sous haute pression pour dissoudre, séparer et retirer les sels et les solides. [13]
Distillation :
La distillation du pétrole comprend deux procédés distincts : la distillation atmosphérique et la distillation sous vide.
La distillation atmosphérique :
La distillation atmosphérique est un procédé de distillation qui consiste à séparer les fractions d’hydrocarbures contenues dans le pétrole brut. C’est la première étape du raffinage du pétrole. Son fonctionnement est fondé sur la différence des températures d’ébullition de chacun des produits purs contenus dans le pétrole.
Ainsi qu’il apparaît du schéma ci-dessous, on soutire les divers produits de la distillation en des emplacements situés à des hauteurs distinctes de la colonne. Les produits les moins volatils sont obtenus vers le fond de colonne, et les vapeurs sont obtenues au sommet. Avant d’être expédiés hors de l’unité de production tous les produits doivent être refroidis, et on utilise la chaleur ainsi récupérée pour chauffer le pétrole brut alimentant l’installation. Les échangeurs de chaleur qui permettent ainsi de préchauffer la charge tout en refroidissant les produits sont à faisceau tubulaire horizontal. Ils sont en général disposés côte à côte empilés deux par deux et forment
à eux tous le « train d’échange » ou « train de préchauffe » de l’unité. Le complément de chauffe de la charge est assuré par le four. Le complément de refroidissement des produits est assuré par des refroidisseurs qui sont le plus souvent des aéroréfrigérants. Il convient de noter également qu’à moins de donner à la colonne principale une hauteur excessive, on ne parvient pas à séparer les produits de manière convenable par simple distillation. Pour améliorer l’efficacité, tout en restant dans des dimensions vraisemblables, on effectue sur les liquides intermédiaires une désorption des gaz dans des colonnes plus petites dans lesquelles la distillation est comme accélérée par l’injection de vapeur d’eau. On donne à ces colonnes auxiliaires le nom anglais de « stripper ».
Du haut en bas de la colonne, on soutire ainsi :
La tête de colonne de laquelle on sépare le gaz du liquide (essence légère) par refroidissement.
L’essence lourde (naphta)Le kérosène
Le gasoil légerLe gasoil lourd
Le résidu atmosphérique (fond de colonne) [14].
Structuration de la colonne de distillation atmosphérique :
La colonne de distillation est un appareil cylindrique vertical de hauteur qui varie entre 40 et 50m. Elle est munie. Des cloisons horizontales appelées plateaux qui ont pour rôle d’assurer un contact intime entre le liquide et le vapeur de façon à permettre l’équilibre des phases à la suite des transferts de chaleur et de matière.17]
La séparation est généralement obtenue dans une colonne unique, fonctionnant sous une pression de 1 à 3 bars relatifs, le plus souvent à la pression la plus basse possible. Les soutirages de produit sont effectués latéralement par l’intermédiaire de strippers qui sont dotés de rebouilleurs classiques pour les produits secs et plus généralement, strippées à la vapeur d’eau
; les fractions légères revalorisées sont renvoyées à la colonne principale au-dessus du soutirage liquide alimentant le stripper. La colonne principale est, en plus des soutirages latéraux, munie de un à trois reflux circulants permettant de récupérer la chaleur à des niveaux thermiques intéressants d’une part et mieux contrôler la colonne d’autre part.
La condensation de tête est totale ou partielle suivant la température du fluide de Réfrigération et la nature du brut. La colonne principale, haute d’une cinquantaine de mètres, est équipée le plus souvent de 30 à 50 plateaux conventionnels à clapets et les strippers latéraux de 4 à 10 plateaux du même type [18]. Elle se divise en trois zones :
Zone de flash ou d’expansion :
Dans cette zone s’effectue la séparation de la charge en phase vapeur et en phase liquide. La construction de cette zone doit assurer une bonne séparation des phases et protéger les parois de la colonne contre l’érosion. Pour cela, la matière première entre par des tubulures tangentielles et se dirige vers le centre en spirale grâce à une plaque métallique placée verticalement19.
Zone de rectification :
Elle contient des plateaux pour permettre la rectification. Le nombre de plateaux dépend de la nature de la charge à traiter et des fractions qu’on veut obtenir (entre 22 à 45%)17.
Zone de d’épuisement :
Dans cette zone s’accumule la partie la plus lourde du pétrole. C’est le résidu atmosphérique qui servira de charge pour la distillation sous-vide, dans lequel on injecte la vapeur d’eau pour éliminer les constituants légers volatiles. Cette zone comprend aussi des plateaux dont le nombre varie de (6 à 8)17.
Pour un bon fractionnement de cette colonne, on peut utiliser :
Stripping : En générale les produits soutirer soit au fond de la colonne, soit latéralement, ne sont pas correcte en leur point initial, ce qui incite à effectuer une opération de correction pour ces soutirages et ça afin de limiter la teneur en hydrocarbures légers. Cette correction est faite par injection de la vapeur d’eau avec une basse pression et surchauffée jusqu’à 400°C ; mais le stripage du kérosène ainsi que la matière première pour le reforming (solvant lourd) qui nécessitent une absence totale d’eau se fait par rebouillage19.
Soutirages : Le soutirage consiste à enlever une partie liquide d’une section quelconque de la colonne pour absorber une quantité de chaleur.
Reflux : afin de contrôler la température dans différentes parties de la colonne, on utilise 04 reflux qui sont :
Reflux de tête :
Il règle la température au sommet de la colonne, ce reflux c’est les vapeurs de tête à l’état liquide après être condenser, décompter de l’eau qui contiennent. Ce dernier à la température de 25 à 45°C est injecté sur le plateau supérieur, puis passe dans le deuxième plateau là où il se vaporise, en absorbant de la chaleur latente qu’il perd aussitôt dans le condenseur. La quantité de reflux injecté est à son tour contrôlé par un dispositif de régulation de température20.
Reflux chaud :
Une température du produit de fond de tour est dirigé vers un rebouilleur pour évaporer les légers entraînés et le faire revenir dans la colonne dans une partie mixte20.
Reflux circulant intermédiaire et Reflux circulant intérieur :
Ces reflux sont utilisés pour contrôler la température au niveau des plateaux de soutirages latéraux. Pour le premier reflux, c’est la fraction entre le gas-oil léger et le kérosène, quant au deuxième c’est la fraction entre le gas-oil léger et le distillat10.
Ces deux reflux présentent les avantages suivants :
– Ils diminuent la quantité de vapeur au sommet de la colonne, ce qui implique la diminution de diamètre de la colonne.
– L’utilisation de la chaleur de ce reflux pour chauffer le pétrole brut.
– Ils permettent d’augmenter la capacité de la colonne, parce que le débit maximal de vapeur diminue et leurs inconvénients sont :
Des plateaux fonctionnent comme un échangeur de chaleur, alors on prévoit des plateaux supplémentaires.
Diminution de la qualité de fractionnement entre les soutirages latéraux qui encadrent ces reflux21.
Les types de colonnes :
Il existe trois types de distillation atmosphérique. Le choix de ces types est lié aux deux façons : La nature du pétrole brut à traiter.
Les produits à obtenir.
Unité de distillation atmosphérique avec une seule colonne :
Ce type de schéma est utilisé pour traiter un pétrole brut à faible teneur en fractions légères et peu sulfureuses, afin d’éviter la corrosion de la colonne principale, qui est très coûteuse17.
Avantage :
Le schéma est simple.
On peut utiliser les basses températures (entre330et 380 °C) Pour la rectification du pétrole, la vaporisation des fractions lourdes s’effectue en présence des coupes légères.Ce schéma est compact (c’est-à-dire ne prend pas un beaucoup de surface).
Inconvénients :
•La capacité de l’installation est petite.
•Cette unité ne traite pas le pétrole léger qui contient beaucoup d’essence à cause d’augmentation de la pression dans la colonne raison pour laquelle il faut une grande épaisseur des parois et le prix de revient augmente.
•Il est difficile de maintenir le régime de la colonne de fractionnement constant (Pression, Température, etc.) si la teneur en essence et en eau varie dans le pétrole.•C’est une unité destinée pour traiter le pétrole lourd17]
Unité de distillation atmosphérique avec pré distillation :
Ce type de schéma permet de traiter un pétrole brut non stabilisé et sulfureux.
Avantages :
Le schéma est simple et permet de traiter des différents pétroles avec une bonne qualité de fractionnement.
Le pétrole qui ne contient plus des fractions légères (flashé) ne provoque pas l’augmentation de la pression dans le four et dans la colonne atmosphérique.L ‘élimination des fractions légères (dans la colonne de distillation) permet de diminuer la puissance du four parce que le débit de brut étêté est inférieur à celui du pétrole brut.
La capacité de l’installation est élevée.
Possibilité de traiter les pétroles bruts non stabilisé avec une teneur élevée en soufre.
Inconvénients :
Nécessite d’utiliser une haute température à la sortie du four pour pouvoir évaporer les fractions lourdes dans la deuxième colonne.
La consommation d ‘énergie est supérieure de 40% par rapport au schéma à seule colonne.Il faut avoir une colonne supplémentaire, deux pompes supplémentaires pour charger le four et pour le reflux froid.
Complexité de l’unité17.
Unité de distillation atmosphérique avec un ballon flash :
Cette installation consiste à traiter une charge contenant une quantité importante en fractions légères.
Avantages :
Grande capacité de l’unité.
Possibilité de traiter les pétroles légers (mais à conditions d’un gaz ne dépasse pas 1.5% de pourcentage).
Evaporation préalable de l’essence légère du pétrole diminue la capacité du four.Absence de la pression exagérée dans le système four-pompe. b. Inconvénients :
Si la teneur en fractions légères varie, la marche de la colonne est mauvaise.
La complexité et l’impossibilité de distiller le pétrole brut riche en composés sulfureux17.
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Table des matières
Introduction générale
CHAPITRE I Généralité sur le pétrole et sa technologie
I. CARACTERISTIQUES ET PROPRIETES DU PETROLE BRUT.
I.1 Définition
I.2-Caractéristiques du pétrole brut
I.3- les propriétés du pétrole brut
I.4-Classification des bruts
1.4-Les bruts de référence
II. Technologie appliqué étude des processus de production de l’exploitation au raffinage.
II.1-La quête de l’or noir (de la prospection au raffinage)
II.1.1-Prospection
II.1.2-Extraction
II.1.3 Raffinage
II.2 Le transport
Conclusion
Chapitre II Description technologique d’une unité de distillation atmosphérique
II.1 Introduction
II.2 Structuration de la colonne de distillation atmosphérique
II.3-Les types de colonnes
II.3.1.Unité de distillation atmosphérique avec une seule colonne
II.3.2.Unité de distillation atmosphérique avec pré distillation
II.3.3-Unité de distillation atmosphérique avec un ballon flash
II.4-Distillation atmosphérique (Topping unit)
II.4.1-principe général
II.4.2-Etude détaillée de la distillation atmosphérique du pétrole brute
III. Conclusion
Chapitre III Etude du comportement physique du pétrole dans l’unité de distillation atmosphérique
III.1 Introduction
III.2-Etude de la conduction thermique dans la colonne de distillation atmosphérique : détermination théorique de la résistance thermique et de la chaleur dans chaque coupe pétrolière
III.2.1-Etude du bilan thermique dans la colonne
III.3-Etude dynamique de la montée de vapeur détermination des champs de vitesse et de pression
III.3.1-calcul du champ de vitesse
III.3.2-Calcul du champ de pression
III.4 Conclusion
Chapitre IV La production du GPL (gaz de pétrole liquéfié) et de l’essence
IV.1 Fractionnement des gaz et des essences
IV.1.1 Introduction
IV.1.2- Le fractionnement des gaz et des essences
IV.1.3 Stabilisation des essences ou débutaniseur
IV.1.4 Fractionnement des gaz (gaz plans)
IV.1.5 Fractionnement des essences
IV.1.6- Le principe de fonctionnement d’absorption et de stripage
IV.1.7- Qualité des coupes obtenues
IV.2 Le Procédé d’Adoucissement des gaz et essences
IV.2.1- Principe du procédé
IV.2.2- Etape du procédé
IV.2.3- Procédé extractif / procédé d’adoucissement
IV.2.4- Procédés industriels
IV.2.5- Traitement aux amines des gaz combustibles
IV.3 Impacts des gaz et des essences non stabilisés
IV.3.1- Introduction
IV.3.2 Les impacts des gaz de pétrole liquéfiés
IV.3.3- Les risques liés à la bouteille gaz
IV.4- Prévention et précaution contre le BLEVE
IV.5- les Impacts de l’essence
V. Conclusion
Conclusion Générale
References Bibliographiques
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