C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda








télécharger 64.23 Kb.
titreC ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda
date de publication31.03.2017
taille64.23 Kb.
typeDocumentos
p.21-bal.com > économie > Documentos

Cours « Environnement de la pétrochimie » Université de SKIKDA

  1. RÉCEPTION DU PETROLE BRUT :



Dans une raffinerie, le pétrole brut est reçu et stocké dans des réservoirs à toit flottant. Le toit se déplace en haut et en bas suivant le niveau du brut et cela pour éviter la perte des gaz et d'hydrocarbures légers par évaporation.


FIGURE 2.1 : Stockage du brut dans un réservoir à toit flottant

2- DESSALAGE DES PÉTROLES BRUTS :


Le premier traitement subi par le pétrole brut à son entrée dans la raffinerie est un traitement de dessalage, qui permet d’éliminer l’eau et les sels qu’il contient.

La présence des sels de magnésium et de sodium dans le pétrole brut est due aux opérations de production et de transport. La présence de l'eau salée provoque la corrosion des équipements de la raffinerie.

Par exemple, les sels de chlorure de magnésium génèrent l'acide chlorhydrique HCl à une température supérieure à 150°C et peut entraîner une corrosion grave.

La méthode moderne de dessalement électrique élimine simultanément l’eau et les sels dissous du pétrole brut.



  • Description de la méthode de dessalement du brut :


Le pétrole brut entre dans le fond d'une cuve horizontale munie de deux électrodes plats, ces électrodes sont excités avec un courant électrique de très haute tension (20-33 kV CA). Le brut qui contient l’eau et les sels est mélangée avec de l'eau déminéralisée fraîche (ED) par une vanne de mélange à la partie inférieure de la cuve afin de dissoudre les sels dans la phase aqueuse, la température optimale pour la solubilisation des sels dans la phase aqueuse est de 120 ° C-130 ° C, donc le brut doit être préchauffé à cette température avant qu'il ne pénètre dans le dessaleur.

Le mélange brut-eau-sels ce déplace vers le haut de la cuve sous forme d’une émulsion où il est mis en contact avec les électrodes plats. Les gouttelettes d'eau sont ionisées par la charge électrique et fusionnent pour former de grosses gouttes d'eau qui tombent ensuite par gravité vers le bas de la cuve.

Le dessalement électrique peut réduire la teneur en sel de 90% à 98%.




3- DISTILLATION ET SEPARATION :
3.1 Distillation atmosphérique :
Le fractionnement initial du pétrole brut permet d’obtenir les différentes coupes pétrolières. Il est basé sur le procédé de distillation qui met en jeu les différences de volatilité entre les différents constituants des pétroles bruts.

La distillation atmosphérique associée aux colonnes de séparation des gaz et des essences permet la séparation en différentes coupes de la plus légère à la plus lourde :

gaz combustibles (C1, C2) ;

– propane (C3) ;

– butane (C4) ; 120°C -140°C

– essence légère (C5—C6) ;

– essence lourde (C7—C10) ;

– kérosène (C10—C13) ; 140-270°C

– gasoil (C13—C20/25) ; 270-340°C

– résidu atmosphérique (C20/25+). +360°C RCO (Brut réduit initialement)

A la sortie du dessaleur le pétrole brut est chauffé jusqu'à une température de 360-370 °C. Le brut chaud est alors flaché (le brut est partiellement vaporisé) dans une colonne de distillation, qui est une grande tour cylindrique multi étages qui sépare le pétrole en fractions selon la différence de volatilités. La pression dans la colonne est maintenue proche de la pression atmosphérique et pour cette raison cette colonne est également connue comme la colonne de distillation atmosphérique.
.
3.2 Distillation sous vide :
Le résidu atmosphérique est envoyé dans une colonne de distillation sous vide afin de poursuivre le fractionnement. Cette colonne fonctionne à pression inférieure à la pression atmosphérique, ce qui permet d’abaisser les températures de distillation pour les rendre compatibles avec la stabilité des hydrocarbures présents dans le résidu atmosphérique et éviter leur dégradation par des réactions de craquage non désirées. Cette distillation sous vide permet d’obtenir des distillats sous vide (C20—C50) et un résidu sous vide (C50+) appelé aussi « fond du baril ». Contrairement aux distillats sous vide, le résidu n’est pas vaporisable et concentre la majeure partie des impuretés métalliques (Ni et V) présentes dans le brut, ce qui rend difficile sa valorisation par d’éventuels procédés catalytiques.
4- Procédés de transformations chimiques :
Hormis les gaz combustibles qui sont envoyés au réseau fuel gaz de la raffinerie et les GPL (C3—C4) directement commercialisables, chacune des coupes issues de la distillation va être envoyée dans un procédé de raffinage afin de produire des produits pétroliers conformes à la demande du marché.
On retrouve dans la raffinerie trois grands types de procédés :

  • les procédés permettant d’obtenir des essences à haut indice d’octane : reformage, isomérisation, alkylation ;




  • les procédés permettant de convertir les coupes lourdes en coupes plus légères (essence, gasoil) : craquage catalytique, hydrocraquage, viscoréduction ;




  • les procédés permettant d’éliminer le soufre des coupes pétrolières : hydrodésulfuration, lavage aux amines, traitement des gaz de queue.


4-1 Obtention d’essences à haut indice d’octane :
Indice d’octane :
Dans le moteur à essence classique (dit encore à explosion ou à étincelle), le processus normal de dégagement d’énergie consiste en une combustion rapide, mais progressive, du mélange air-carburant, grâce à la propagation d’un front de flamme issu de l’étincelle jaillissant entre les électrodes de la bougie d’allumage.

Le phénomène parasite est le cliquetis : il s’agit d’une auto-inflammation instantanée et en masse d’une partie de la charge non encore brûlée et portée à température et pression élevées par le mouvement du piston et par le dégagement d’énergie dû à la propagation du front de flamme. Il en résulte une augmentation locale de la pression suivie de vibrations de la masse gazeuse qui créent un bruit caractéristique évoquant un tintement (bruit) métallique, d’où l’origine du terme : cliquetis.

Le cliquetis doit être absolument évité, car son existence permanente entraînerait des contraintes mécaniques et thermiques très sévères, génératrices à brève échéance d’incidents destructifs de divers organes du moteur : rupture du joint de culasse, grippage ou fusion partielle du piston, détérioration grave de la culasse et des soupapes.
Pour caractériser le comportement des essences ou de leurs constituants vis-à-vis de la résistance au cliquetis, sans faire appel à des critères de composition chimique dont l’emploi se révélerait complexe et difficilement quantifiable, la méthode universellement employée consiste à introduire la notion classique d’indice d’octane ou Research Octane Number « RON ».

L’essence testée est comparée à deux hydrocarbures purs choisis comme référence.

Il s’agit respectivement du 2,2,4-triméthylpentane ou isooctane : très résistant à l’auto-inflammation, auquel on attribue arbitrairement l’indice 100, et du n-heptane : peu résistant, qui reçoit l’indice 0.


Une essence présente un indice d’octane X si elle se comporte, dans des conditions expérimentales bien définies, comme un mélange de X % en volume d’isooctane et de (100 – X) % de n-heptane.
Des indices d’octane supérieurs à 100 peuvent également être définis : le produit de référence est alors l’isooctane additionné de faibles quantités (de 0 à 0,02 %) de plomb tétraéthyle.


  • les paraffines normales ont des indices d’octane faibles,

  • les naphtènes des indices d’octane faibles à moyens.

  • les isoparaffines et les aromatiques ont des indices d’octane élevés à très élevés.

Ce sont donc essentiellement ces deux dernières familles d’hydrocarbures qui permettent d’atteindre les spécifications en octane des essences. À l’issue de la distillation et de la séparation de la coupe essence globale, le raffineur dispose de deux coupes essence :

– une coupe essence légère qui renferme essentiellement des paraffines normales et dont l’indice d’octane est de l’ordre de 60-70 ;

– une coupe essence lourde riche en paraffines normales et en naphtènes dont l’indice d’octane est compris entre 20 et 50.

Pour amener ces coupes essences à la valeur d’indice d’octane correspondant à la spécification (RON > 95), il faut transformer par voie chimique, les hydrocarbures de faible indice d’octane, en hydrocarbures à haut indice d’octane.

Pour ce faire, le raffineur dispose de deux procédés :


  • le procédé de reformage catalytique qui va transformer les n-paraffines et les naphtènes de l’essence lourde en aromatiques.

  • le procédé d’isomérisation des paraffines, qui va transformer les n paraffines de l’essence légère en isoparaffines ;


4-1-1 Procédé de reformage catalytique : « catalytic reforming »

Les principales réactions mises en œuvre dans le procédé de reformage catalytique sont :

– la réaction de déshydrogénation des naphtènes en aromatiques ;


Procédé à lit fixe

T= 470 à 530°C

P= 10 à 25 bars

Catalyseur :

Pt/Re sur Al2O3_Cl

RON : 98-100

Durée du cycle : 6 à 15 mois



– la réaction de déshydrocyclisation des paraffines en aromatiques ;


Procédé à lit fixe

T= 470 à 530°C

P= 10 à 25 bars

Catalyseur :

Pt/Re sur Al2O3_Cl

RON : 98-100

Durée du cycle : 6 à 15 mois





Ces deux réactions conduisent à des hydrocarbures de haut indice d’octane et produisent également des quantités importantes d’hydrogène.

En plus de fournir des essences à haut indice d’octane, le reformage catalytique est actuellement l’unique procédé fournissant en H2 l’ensemble des unités de la raffinerie qui travaillent sous H2 soit pour éliminer les impuretés des coupes pétrolières (hydrotraitements), soit pour assurer la stabilité du catalyseur des unités en aval (isomérisation...). Par ailleurs, il peut fournir également des aromatiques à la pétrochimie.


  • Les réactions sont favorisées à haute température et basse pression.

  • Les catalyseurs les plus couramment utilisés sont à base de platine Pt sur alumine chlorée Al2O3 (1 % en masse de chlore) suivant le procédé.



Il existe essentiellement deux types de procédés :

– le procédé semi-régénératif (lit fixe) ;

– le procédé régénératif (lit circulant).
4-1-2 Procédé d’isomérisation : 
Le procédé d’isomérisation des paraffines permet de transformer des paraffines linéaires de faible indice d’octane en paraffines branchées présentant des indices d’octane élevés, assez proches pour certains des indices d’octane des composés aromatiques.

Plus la paraffine est branchée, plus l’indice d’octane est élevé. Ce procédé concerne les paraffines à 5 et 6 atomes de carbone constituant la coupe essence légère.

L’envoi des paraffines en C6 à l’unité d’isomérisation est également un moyen pour limiter la teneur en benzène des essences. En effet envoyées au reformage catalytique, les paraffines en C6 généreraient du benzène, pour lequel la spécification dans les essences est très sévère (< 1 %).

D’un point de vue thermodynamique, la réaction d’isomérisation est favorisée à basse température et est indépendante de la pression. Elle procède par mécanisme acide, les catalyseurs utilisés sont donc des catalyseurs acides voire super-acides capables de travailler à la plus basse température possible.


T= 130 à 160°C

P= 20 à 30 bars


Ex. de réact.


Pt sur Al2O3_Cl
d’isomérisation

Il existe essentiellement sur le marché deux types de catalyseurs. Un catalyseur à base de Pt déposé sur alumine chlorée (5 à 10 % en masse de chlore), très acide, qui permet de travailler à basse température. Il est très actif mais difficile de mise en œuvre car très sensible aux poisons et, en particulier, à l’eau. L’autre catalyseur utilisé est un catalyseur à base de Pt déposé sur zéolithe, nettement moins acide, travaillant à une température environ 100 °C plus élevée, donc moins actif que le précédent mais peu sensible aux poisons et très facile de mise en oeuvre. En règle générale, à iso-charge, le catalyseur à base d’alumine chlorée conduit à un gain d’octane supérieur de 5 points à celui obtenu avec le catalyseur zéolithique, ce qui en fait le catalyseur le plus vendu actuellement.

Pour augmenter le gain d’octane, on peut utiliser des procédés d’isomérisation avec recyclage des paraffines linéaires non transformées. La séparation n/iso étant effectuée soit par séparation physique soit par adsorption sur tamis moléculaire. Dans ces conditions, on peut atteindre des gains d’octane entre la charge et l’isomérisat supérieurs à 20 points, contre 12 à 14 points avec le procédé sans recyclage.
4-2 Conversion des coupes lourdes en coupes plus légères :
Généralement, il existe un déséquilibre entre les rendements naturels des pétroles bruts et la demande du marché en produits pétroliers. Il convient donc de transformer les coupes lourdes excédentaires, qui ne sont utilisables qu’en tant que fuels, en carburants (essence, kérosène et gazole).
4.2.1 Craquage catalytique : « catalytic cracking »
Le procédé de craquage catalytique permet de transformer les distillats sous vide (C20—C50) en différentes coupes plus légères.

D’un point de vue thermodynamique, la réaction de craquage est favorisée à haute température et basse pression. Elle procède par mécanisme acide. Le catalyseur utilisé est donc un catalyseur acide constitué d’une zéolithe et d’une matrice à base de silice-alumine.
Différentes coupes sont obtenues en sortie de l’unité :

  • une coupe gaz (C3—C4), (15 à 25 % en masse de l’effluent), très riche en oléfines qui peut alimenter, après avoir subi des traitements de purification appropriés, la pétrochimie ou d’autres unités de la raffinerie telles que l’alkylation et l’éthérification ;

  • une coupe essence (environ 50 % en masse de l’effluent), riche en oléfines et en aromatiques et chargée en soufre, présentant un RON compris entre 90 et 95 ;

  • une coupe gasoil (environ 20-30 % en masse de l’effluent) de très mauvaise qualité (indice de cétane de l’ordre de 30 pour une spécification de 51) utilisée généralement comme fluxant des fuels lourds ;

  • une coupe slurry (HCO) (environ 5 à 15 % en masse) ;

  • du coke (5 % en masse) dont la combustion dans le régénérateur dégage de la chaleur qui sert à vaporiser et craquer la charge au réacteur.


Les conditions opératoires sont les suivantes :

– température : 500 °C ;

– pression : 1 à 3 bar ;

– temps de contact : quelques secondes.
Le catalyseur est sous forme de billes de quelques dizaines de micromètres de diamètre (50 à 70), mis en œuvre en lit fluidisé, avec une technologie régénérative. Il tourne en permanence du réacteur vers le régénérateur. On parle généralement du procédé de FCC (Fluid Catalytic Cracking ).

4.2.2 Hydrocraquage : « Hydrocracking »
Tout comme le procédé de craquage catalytique, le procédé d’hydrocraquage permet de convertir les coupes pétrolières lourdes et en particulier le distillat sous vide en coupes pétrolières plus légères.
L’hydrocraquage est un procédé d’hydroconversion, qui travaille en présence d’H2 et dont le but est de modifier le squelette hydrocarboné des molécules de départ. Cette modification peut être :

  • soit une isomérisation sans modification du nombre d’atomes de carbone, on obtient alors des huiles ;

  • soit un craquage avec modification notable du nombre d’atomes de carbone, on obtient alors des produits plus légers tels que l’essence, le kérosène et le gazole.

Ces deux réactions procèdent essentiellement par mécanisme acide mais nécessitent l’utilisation de catalyseurs bifonctionnels métal/acide afin d’assurer en plus le décokage du catalyseur. Par ailleurs, certaines molécules difficiles à craquer telles que les aromatiques doivent être hydrogénées au préalable. L’étape d’hydrogénation requiert également une fonction métallique à la surface du catalyseur. Ces catalyseurs doivent être protégés d’éventuels poisons par purification de la charge.

Le procédé d’hydrocraquage comprend donc deux étapes :

– une étape de purification ou hydrotraitement, destinée à éliminer essentiellement les composés azotés et le soufre, et mettant en oeuvre un catalyseur à base de Ni—W ou Ni—Mo sur alumine ;

– une étape d’hydroconversion destinée à modifier les molécules de la charge, sur un catalyseur constitué de Pd ou NiMo déposé sur un support à base de zéolithe Y.

D’un point de vue thermodynamique, les réactions mises en jeu, sont toutes des réactions exothermiques qui sont favorisées à des températures pas trop élevées. Par ailleurs, ce procédé met en oeuvre des réactions d’hydrogénation, en particulier des aromatiques et d’hydrocraquage qui nécessitent des pressions partielles d’hydrogène élevées.

Les conditions opératoires sont les suivantes :

  • température : 350 à 430 °C ;

  • pression : 80 à 170 bar ;

  • temps de contact : 0,5 à 3 h ;

  • H2/HC : 600 à 1 800 m3/m3.


On obtient dans ces conditions :

  • de l’essence (15 à 25 % en masse) de faible RON (65 à 75) qui est envoyée au reformage catalytique ;

  • du kérosène (30 à 50 % en masse) d’excellente qualité ;

  • du gasoil (25 à 45 % en masse) d’excellente qualité, dépourvu de soufre ;

  • une base huile (0 à 25 % en masse) également d’excellente qualité.


Même si certaines unités ont été construites ces dernières années, les raffineries sont encore peu équipées en hydrocraqueurs alors que cette unité permettrait de mieux répondre à la demande croissante de gazole de haute qualité.
Les principaux freins à la construction de telles unités sont :


  • la grande consommation d’hydrogène dans un contexte tendu de disponibilité de l’H2 dans les raffineries, qui nécessite souvent la construction d’unités dédiées à la production d’H2 telles que le reformage à la vapeur ;

  • le coût (investissement, fonctionnement, utilités, catalyseurs...).


4.2.3 Viscoréduction : « Visbreaking »
Le procédé de viscoréduction est également un procédé de craquage de molécules lourdes en molécules plus légères. La charge est principalement constituée du résidu de distillation sous vide.

Contrairement au craquage catalytique et à l’hydrocraquage, c’est un procédé thermique qui fonctionne donc sans catalyseur. Son principal objectif est de réduire la viscosité des résidus lourds.
L’économie du procédé est liée à :

  • la réduction de la quantité de diluant nécessaire à la fabrication des fuels commerciaux à partir de ces résidus ;

  • la diminution de la production totale de fuel dans un marché en régression

  • la production de produits légers – gaz, essence et gasoil chargés en soufre.



Le procédé se déroule entre 430 °C e 490 °C, à une pression comprise entre 5 et 12 bar.

Les produits obtenus après viscoréduction sont de qualité médiocre.
Ils sont en particulier chargés en soufre et nécessitent des traitements d’hydrodésulfuration sévères pour pouvoir être mélangés au pool des produits. L’essence est par ailleurs envoyée au reformage catalytique pour améliorer son indice d’octane. Une simple hydrodésulfuration du gasoil produit peut permettre, dans certains cas, d’obtenir un produit aux spécifications.

4.3 Élimination du soufre :
4.3.1 Hydrodésulfuration (HDS) :

Le soufre présent dans les charges des procédés de raffinage est un poison des catalyseurs. Il convient donc de désulfurer les coupes pétrolières pour :

  • purifier les charges avant les procédés catalytiques comme par exemple le reformage et l’isomérisation ;

  • respecter les spécifications sur la teneur en soufre des différents produits commerciaux.


Les spécifications sur la teneur en soufre deviennent de plus en plus sévères. Elles sont passées à 10 ppm début 2009 pour l’essence et le gazole.

L’élimination du soufre repose sur le traitement catalytique des coupes pétrolières soufrées en présence d’H2 provenant du reformage catalytique. Le soufre est alors éliminé sous forme d’H2S gazeux qui est séparé de la coupe pétrolière. Ce procédé, dit d’hydrodésulfuration, met en oeuvre un catalyseur métallique constitué de CoMo, NiMo ou NiW déposé sur de l’alumine.
Suivant la nature des molécules qui constituent la charge et de leur difficulté à être désulfurées, la sévérité du procédé augmente et les conditions opératoires peuvent varier dans une gamme assez large :

– température : 280 à 400 oC ;

– pression d’H2 : 10 à 200 bar ;

– temps de contact : 0,2 à 5 h.
4.3.2 Lavage aux amines :
En sortie de l’unité d’hydrodésulfuration, l’H2S généré se trouve en mélange avec des hydrocarbures légers. Ce mélange est appelé « gaz acide ». Ce gaz acide, qui peut également être produit par d’autres unités de la raffinerie, est traité dans des unités de lavage aux amines permettant, par absorption sélective de l’H2S, d’obtenir :


  • d’une part, un gaz « propre » débarrassé de l’H2S qui est utilisé comme gaz combustible dans les fours de la raffinerie ;

  • d’autre part, de l’H2S pur qui est transformé par oxydation partielle en soufre liquide et vapeur d’eau dans un procédé appelé procédé Claus.


Dans ce procédé, l’H2S est transformé à hauteur de 95 % en masse. Le soufre obtenu est de très grande pureté et est utilisé par les industries chimiques consommatrices pour la production d’acide sulfurique, par exemple.

Actuellement, les contraintes d’environnement sont telles qu’il est nécessaire de compléter le procédé Claus par une installation complémentaire ou « traitement des gaz de queue de Claus » qui a pour objet d’épurer les gaz résiduaires issus de l’unité Claus avant incinération et rejet à l’atmosphère. À l’issue de cette étape, le taux de récupération du soufre est compris entre 99 et 99,9 % en masse.


similaire:

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconCours Industrie pétrolière 1 ère Année Pétrochimie Université de...
«Pétrole» est issu des deux mots latins «Petra» et «oléum» et signifié «huile de pierre»; dès l’antiquité IL pouvait être utilisé...

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconÉconomies d’eau : Réutilisation des eaux de pluie
«Eaux» de l’Afssa 15 cnrs- umr 5119-Université Montpellier 2- montpellier 16 ehesp- rennes 17 Laboratoire de Santé publique et Environnement-Faculté...

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconThèse de doctorat de Géographie
«Environnement et aménagement en régions méditerranéennes» obtenue en 1993 à l’Université d’Aix-Marseille

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconGhizlane el kafz
«Génie et Gestion de l’eau et de l’environnement» Faculté des Sciences de Rabat, Université Med V d’agdal

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconThématiques et terrains de recherche post-doctoral 2015-2016
«Évolution, patrimoine naturel et sociétés», spécialité emts «Environnement : Milieux, Techniques et Sociétés» parcours «Ethnoécologie,...

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconInstitut de Gérontologie Sociale – Université de Provence Jeudi 22...
«subissent, dans leur environnement, des limitations d’activités et des restrictions de participation»(1) et ce à tous les âges de...

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconService Accueil-Information de l’Université Bureau p 023  01 44...

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda icon1 La loi lru a été votée le 10 août 2007, alors que les personnels...
«gouvernance» (article 6), donne davantage de pouvoirs aux présidents de l’Université

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconQuel rôle pour le professeur-documentaliste dans l’Education à l’environnement...
«défi pour la terre», la charte de l’environnement, l’exposition de l’Education Nationale sur «le développement durable, pourquoi...

C ours «Environnement de la pétrochimie» Université de skikda iconAdresse professionnelle : Laboratoire Génie Civil, Université Annaba, bp 12, Annaba,23000
«Matériaux» Institut de Génie Civil – Université de Annaba du 11 avril 1993 à Octobre 1993 (Décision n° 04/93)








Tous droits réservés. Copyright © 2016
contacts
p.21-bal.com