Mémoire Master PDF

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE
MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE MOHAMED KHIDER BISKRA
FACULTE DES SCIENCES ET DE LA TECHNOLOGIE

DÉPARTEMENT DE CHIMIE INDUSTRIELLE
Mémoire de Fin d'Étude en Vue de l'Obtention du Diplôme de Master

en Génie des Procédés
Option : Génie chimique
THÈME
Amélioration de la qualité du
pétrole brut LDHP
Présenté par:
MIMOUNE Anter et SAADA Zakaria
Président : Dr.H.BENTEMAM
Examinateur:Mr.A.SAKRI
Encadreur:Mlle.D.SMAIL
Promotion Juin 2012

REMERCIEMENTS
Nos remerciements s’adressent en premier lieu à notre Dieu pour nous avoir
donné l’esprit et les moyens pour arriver à ce stade de connaissance, nous prions pour
que nous restions fidèles à lui.
Nous exprimons toute notre gratitude à l’encadreur Mlle :.D. Smail pour l’effort
fourni, les conseils prodigués, sa patience et sa persévérance dans le suivi.
Nous adressons également nos remerciements, à tous nosenseignants du département

de chimie industrielle de l’université de Mohamed Kheidar, qui nous ont donné les
bases de la science.
Nous remercions très sincèrement, les membres de jury d’avoir bien accepter de
juger ce travail.
Nos remerciements vont enfin à toute personne qui a contribué de près ou de loin
àl’élaboration de ce travail
DEDICACE
Nous dédions ce mémoire à nos chers parents qui nous ‘ont éclairé notre chemin
et qui nous ‘ont encouragé et soutenu tout au long de nos études.
A tous les membres de nos familles.
A tous nos amis, pour leur soutien aux moments difficiles de notre travail.
ANTER
DEDICACE
Nous dédions ce mémoire à nos chers parents qui nous ‘ont éclairé notre chemin
et qui nous ‘ont encouragé et soutenu tout au long de nos études.
A tous les membres de nos familles.
A tous nos amis, pour leur soutien aux moments difficiles de notre travail.
ZAKARIA
Sommaire
Introduction générale
Chapitre I : Présentation du service traitement sud 5
I.1 Introduction 5
I.1.1 Historique 5
I.2 Séparation à froid 6
I.2.a Séparation LDHP2 6
I.2.b Séparation LDBP 9
I.2.c Séparation 2ème Etage 9
I.2.d Séparation 3ème Etage 9
I.2.e Séparation 4ème Etage (RD) 10
I.2.f Stockage et Pomperie d’expédition 11
I.2.f.a Stockage Des Produits Finis (SPF 11
I.2.f.b Pomperie 1 12
I.2.f. c Pomperie 2 12
I.3 Séparation par champs hydrostatique (Unité de dessalage) 14
I.4 Séparation à chaud (fractionnement) 17
I.4.a Unité de Stabilisation 17
I.4.b Unité de Topping (RHM1) 19
I.4.c Unité de fractionnement des condensats (UFC) 21
I.4.c.1 Circuit Du Gasoil (Fluide Caloporteur) 22
I.5 Utilité 23
I.5.1 Centrale d’air 23
I.5.2 L’eau de service 24

CHAPITRE II : SEPARATION
II.1 Introduction 25
II.2 Séparation 25
II.2.a Objectifs de la séparation 26
II.2.b Principes Physique utilisés dans la Séparation 26
II.2.c Effet de l'inertie 26
II. 3 Constitution générale des Séparateurs 27
II. 3.1 Définition d’un séparateur 27
II.3.1.a Constitution des séparateurs 28
II.3.1.b Section de séparation initiale 28
II.3.1.c Section de séparation secondaire 28
II.3.1.d Section de sédimentation 28
II. 3.1.e Section d'extraction 28
II. 3 .1.f Section de collecte 29
II.4 Les Types de séparateurs 29
II.4.1 Séparateur vertical 29
II.4.1.a Fonctionnement 29
II.4.2 Séparateur horizontal 31
II.4.2. a Fonctionnement 31
II.4.3 Séparateur Sphérique 32
II.4.3.a Fonctionnement 32
II.5 Equipements dans un Séparateur 34
II.5.a Organes de contrôle 34
II.5.b Organes de commande 34
II.5.c Soupapes de sécurité 34
II.5.d Plaque d'éclatement 34
II.5.e Organes d'entretien 34

II.6 Paramètres De Fonctionnement D'un Séparateur 35
II.6.1 Pression de séparation (pression de service) 35
II.6.2 Température de séparation 35
CHAPITRE III : ANALYSES CHIMIQUES
III. 1 Introduction 37
III.2. Détermination de l'eau et des sédiments dans les pétroles bruts (BSW) 37
III .2.1 Objet et domaine d'application 37
III.2.2 Principe 37
III. 2. 3 Appareillage 37
III.2.3.1 Centrifugeuse 37
III.2.3.2 Tube de centrifugation 38
III.2.4 Mode opératoire 38
III.3 Salinité Brut 39
III.3.1 Principe 39
III.3.2 Mode opératoire 39
III.4 Tension de vapeur reid (TVR) 40
III.4.1 Objet 40
III.4.2 Définition 40
III.4.3 Principe 40
III.4.3.1 Préparation de l’essai 40
III.4.3 .2 Préparation de la chambre à carburant 40
III.4.3.3 Préparation de la chambre a air réglage à 37.8 41
III.4.3.4 Transvasement de la prise d'essai 41
III.4.3.5 Montagede l'appareil 41
III.4.3.6 Lecture de la pression de la vapeur 41
III.5 Analyses effectuées sur le brut 42
III.5.1 Les courbes de l’analyse 44

CHAPITRE V : Généralité sur logiciel HYSYS
VI.1 Introduction 46
VI.2 Simulation des procédés industriels 46
VI.3 Simulations statique et dynamique 47
VI.4 Introduction sur le simulateur de calcul « HYSYS » 47
VI.5 Concepts et Caractéristiques du simulateur HYSYS 48
VI.6 Les modèles thermodynamique de HYSYS 50
VI.6.1 Les équations d`état 50
VI.6.2 Equilibre Liquide-Vapeur 55
VI.7 Choix du modèle thermodynamique 55
VI.8 Les modèles mathématiques de différents appareils 56
VI.8 .1 Le mélangeur 57
VI.8 .2 La vanne de détente 58
VI.8 .3 Le séparateur liquide – vapeur 59
V : Partie calcule simulation
V.1 Introduction 61
V.2 Données de base du brut d’alimentation d’unités 61
V.2.1 Composition de la charge 62
V.3.1 Interprétation des résultats 73
Conclusion Générale
Liste des figures
Figure I.1 : Unité de séparation

Figure I.2 : Pomperie d’expédition
Figure I.3 :unité de dessalage
Figure I.4 : Unité de Stabilisation
Figure I.5 : Unité de Topping (RHM1)
Figure I.6 : Unité de fractionnement des condensats
Figure II.1 :Séparateur Verticale
Figure II.2 :Séparateur Horizontale
Figure II.3 : Séparateur Sphérique
Figure III.1 Variation de densité durant le mois janvier
Figure III.2 Variation de salinité durant le mois janvier
Figure III.3 Variation de TVR durant le mois janvier
Figure IV.1 Exemple de Flowsheet dans HYSYS
Figure IV.2 simulation d’unité de traitement
Liste des tableaux
Tableau I.1 : Capacité de séparation design de l’unité de traitement de brut CIS

Tableau I.2 : Caractéristiques des bacs de stockage
Tableau II.1 : la réparation des diverses sections sur les divers types de séparation
Tableau III.1 : Normes utilisées
Tableau III.2:Variation de densité, salinité, BSW et TVR du brut durant le mois de janvier
Tableau VI.1 Equations du comportement liquide-vapeur
Tableau V.1: Paramètres spécifiques des puits producteurs
Tableau V.2 composition de brut LDHP
Tableau V.3 Ballon de séparation FA1101
Tableau V.4 Spécifications de l’huile sortie de séparateurFA1101
Tableau V.5 Spécifications du gaz sortie de séparateurFA1101
Tableau V.7 Spécifications de l'huile sortie de séparateurFA1102
Tableau V.10 Spécifications de l’huile produite par l’unité
Tableau IV.12 Les vannes de détente
NOMENCLATURE
LDHP :ligne directe haut pression

LDBP : ligne directe base pression
API :Americanpetroleuminstituét
BP : basse pression
CIS :Complexe industriel sud
RD :réservoir dégazeur
e : Taux de vaporisation molaire
CRD : Centre de Recherche et Développement
F : alimentation [kmol/s]
GPL : Gaz de Pétrole Liquéfié
GT-702: une turbine à gaz
HP : haute pression
HCD : un bourbier
H : Enthalpie [kW]
HF : Enthalpie d’alimentation [kW]
HV : Enthalpie de la phase liquide [kW]
HL : Enthalpie de la phase vapeur [kW]
L-S : liquide sortant
MP : moyenne pression
Pr : pression réduire [atm]
PFD : Process Flow Diagram
PR: Peng-Robinson (modèle thermodynamique)
Q : enthalpie transférée [kW]
R : constant des gaz parfait [ atm.l/mol.K]
RK: Redlich-Kwong (modèlethermodynamique)
SRK: Soave-Redlich-Kwong (modèlethermodynamique)
Tr : Température réduite [K]
Tc : Température critique [K]
TVR : La tension de vapeur Reid [g/cm2]
FA-(101, 102, 103, …) : ballon de séparation
Introduction générale
Le pétrole a pris une place considérable dans la civilisation , non seulement parce qu'il est un
producteur d'énergie qui avec le gaz naturel fourni les 60 % des besoins énergétiques mondiaux, de plus les
hydrocarbures qui le composent permettent en outre la fabrication des produits énergétiques comme les
lubrifiants, les bitumes et des produits pétrochimiques à savoir les caoutchoucs synthétiques, matières
plastiques, fibres synthétiques, solvants, détergents .. .etc, dont la variété ne cesse d'augmenter [ 1 ].
Jusqu'au 1900, le pétrole n'a servi qu'à l'éclairage villes, mais après le développement du moteur à
explosion et du moteur diesel, l'emploi exclusif de celui-ci est imposé d'où le domaine d'utilisation du pétrole
brut est devenu extrêmement vaste[ 1 ].
Cette industrie est basée sur des procédés chimiques comme le reformage catalytique, craquage
catalytique, isomérisation et sur des procédés physiques de séparation comme l'extraction, la distillation,
l'adsorption ...etc [ 1 ].
Les échanges internationaux en matières pétrolières, que ce soit brut ou produit finis, sont régis par
des contrats ou des réglementations de vente répandant à des spécifications assurant le transport, l'exploitation
et l'utilisation des produits finis. En effet, ces spécifications offrent à l'utilisateur une garantie de qualité [ 1 ].
De ce fait, l'Algérie figure sur l'échelle internationale avec des réserves moyennes en pétrole brut
contenu dans une multitude de gisements éparpillés à travers le bassin saharien. Le principal d'entre eux est le
gisement de Hassi-Messaoud [ 1 ].
Suite aux développements et aux recherches qui ont été effectuées sur le pétrole, un certain nombre de
spécifications ont été fixées par les transporteurs et les raffineurs en vue d'évaluer sa qualité et son mode de
traitement [ 1 ].
Le brut expédié à partir du centre industriel sud (CIS) de Hassi-Messaoud ne répond pas
aux spécifications commerciales en qualité de TVR et ça malgré que la préséance d’une colonne de
stabilisation[ 1 ].
Le premier responsable du réglage de la TVR est la haute pression du brut LDHP, pour
cette raison une création d’un deuxième étage LDHP dont la pression de service est identique à
celle du LDBP et ceci pour augmenter le dégazage de brut.
Et dans le souci d'expédier un brut répondant aux propos, une réalisation d'une
modification sur l’installation pour améliorer la TVR.
Le présent mémoire comporte plusieurs partie réparties comme suit :
Une partie bibliographique comportant deux chapitre, le premier donne une présentation du
service sud, tandis que le deuxième présente les différents mode de séparation.
Chapitre III qui récapitule les différents tests réalisés.
Un quatrième chapitre rassemblant les différents résultats.
Une partie pratique présentée dans le cinquième chapitre qui contient la simulation par
HYSYS.
Et on termine par une conclusion générale .
PROBLEMATIQUE
Pendant les périodes froides de l’année, il est difficile de produire un pétrole brut répondant aux
nonnes contractuelles de vente (spécialement dans notre cas le TVR).
- BSW < 0,5%

- Teneur en sels < 40 mg/litre
- Tension de vapeur < 0,75 kg/cm2
- Densité = 0.7949 à 0.8082
Ceci est dû aux deux problèmes principaux suivants:
- Au mauvais rendement de la section de dessalage qui fonctionne actuellement à froid, et cela

engendre la présence des sels dans le brut dessalé avec une teneur élevée, provoquant le bouchage
des équipements aval ainsi que l'attaque du métal par la corrosion.
- Au mauvais rendement de la section de stabilisation a cause de la panne des aeiroes qui provoque
la limitation de la quantité de brut traité de l'unité de stabilisation, pendant les périodes froides de
l’année.
CHAPITRE I :PRESENTATION DU SERVICE TRAITEMENT SUD
CHAPITTRE I
PRESENTATION DU SERVICE
TRAITEMENT SUD
UNIV-Med.KH. BISKRA Page 4

CHAPITRE I : PRESENTATION DU SERVICE TRAITEMENT SUD
I.1 Introduction
Le groupe SONATRACHqui a comme mission principal la transformation et la
commercialisation des hydrocarbures, a été créé en 1963, sa tâchea été ensuite modifié pour
devenir recherche, transformation, production, transport et commercialisation des
hydrocarbures. Après la nationalisation, son champ d’action est devenu plus large, car elle a
pris en charge toutes les activités citées au-dessus [1].
SONATRACH était, dès 1964, la première au monde à produire du gaz naturel
liquéfié et reste, depuis, à la pointe du secteur, entreprise dynamique, elle a un véritable
moteur de l’économie algérienne, car elle est considérée comme une source vitale de revenues
fiscales et d’exportation et de création d’emplois et de formation [1].
I.1.1 Historique
L’unité traitement du brut (UTB) a été mise en service en 1957 après la découverte du
premier puits de pétrole de Hassi Messaoud (MD01) en 1956. Elle comprenait[1] :
- Un manifold de production ;
- Une unité de séparation du brut a étages successifs ;
- Une pomperied’expédition du brut ;
- Un réseau de torche ;
Cette unité est composée de plusieurs batteries de séparation, réparties en quatre étages
de séparation (LDHP à 28 bars, LDBP à 11 bars, LDMP à 5 bars et 3ème étage à 0.15 bars),
d’une unité de dessalage et d’une unité de stabilisation , une unité de Topping et une unité de
fractionnement des condensats[1].
1960 : Mise en service de la pomprie d’expédition du brut vers Touggourt (ligné 6 ")
1961 : Réalisation de la première unité de stabilisation du brut de 10000 m3 / j d’une
Topping de 720 m3 / j et une unité de salage de 10000 m3 / j.
1964 : Mise en service de la pomperie d’expédition du brut vers Haoud EL Hamra
4× 1350 m3 / j(4×RD) et 4 bacs de stockage a toit flottant.
1964 : Réalisation d’une deuxième unité de stabilisation du brut de 17 500 m3/ j et de
deux unités de dessalage de 25800 m3/ j.
1972 : Réalisation d’un bac de 15000 m3/ j et une deuxièmepomperie de brut de
18000 m3/j.

1978 : Transformation de la 2èmeunité de stabilisation en une unité de fractionnement

des condensats(UFC) en parallèle avec 2 unités de compression des gaz de séparation
basse pression 2éme et 3éme étage.
2006 : Réalisation d’un nouveau réseau de vide vite.
D’autres projets sont en étude et verront le jour prochainement à savoir :
2008 Réalisation d’un nouveau réseau de torche côté sud.
2009Réalisation d’un nouveau dessaleur FA 204. FA205. et FA206.
2010 Réalisation d’une nouvelle unité de stabilisation de deux trains de 12000 T/ j
chacun.
I.2 Séparation à froid

La séparation à froid estune unité qui sépare les constituants gazeux à température
ambiante (10°C enhiver et 55°C en été) sans utiliser une source de chaleur[1].
Le principe de l’unité est de séparer le brut à plusieurs étapes ou étagesselon le procédé
suivant (Figure I.1)[1] :
I.2.a Séparation LDHP2

La nouvelle unité de séparation LDHP2 est une extension de l’ancienne LDHP1
(séparation 1er étage) du centre, elle est conçue pour traiter les effluents à haut GOR (plus de
1 000), elle comprend quatre séparateurs identiques qui travaillent sous une pression de 28
bars, un ballon d’air instrument, un puisard avec deux pompes, et une torche d'écrêtage sud.
Les quatre (04) séparateurs tri-phasique cylindriques horizontaux 10V01 A, B, C et D, traitant
4000m3/j et 5millions Sdtm3/j de gaz chacun[1].
La séparation est réalisée du fait des différences de densité entre les trois phases. A
l’entrée du séparateur, le brut est diffusé à l’aide d’une plaque appelée déflecteur afin de
diminuer la pression et assurer un bon dégazage (libérer le gaz du liquide). Les chicanes se
trouvant au séparateur aident à stabiliser (physiquement) le brut, c'est-à-dire éviter le
barbotage et augmenter le temps de séjours[1].
Au fond, se trouve une plaque verticale qui assure un certain niveau de brut, pour qu’il
passe vers la sortie laissant l’eau y accumulée[1].
Le gaz occupe deux tiers (2/3) du volume de séparateur et le tiers qui reste est pour le
brut, cette proportion est faite selon la nature de la charge (les analyses)[1].

Le gaz sortant à 28 bars est envoyé vers le manifold gaz et l’excès vers la torche,
l’huile (brut) vers l’unité de dessalage (déssaleur1) car comme il doit passer par la stable ; il
doit être propre pour ne pas boucher les batteries des échangeurs et l’eau est envoyée vers le
bassin API[1].

FQI1330
Torche
SDV1423
P V1417
Manifold FQI1327
gaz 28
bar BDV1420
SDV
1401 10V01D
LDHP1 FQI1337
LV 1433
SDV1419
LV 1426
FQI1326
FQI1030
P V1017 SDV1023
FQI1027
Manifold huile sud
API 1
API 2
BDV1020
SDV1001 10V01A
LV 1033
FQI1037
SDV1019
LV 1026
FQI1026
FQI1130
P V1117 SDV1123
FQI1127
BDV1120
SDV1101 10V01B
Manifold huile nord
LV 1133
FQI1137
SDV1119
LV 1126
FQI1126
FQI1230
Vers 2° Etage séparation
Vers unité de dessalage
P V1217 SDV1223
FQI1227
BDV1220
SDV1201 10V01C
LV 1233
FQI1237
SDV1219
LV 1226
FQI1226
PCV1302A/B
Unité de séparation
Figure I.1 : Unité de séparation[1].

I.2.b Séparation LDBP
La série de séparation LDBP travaillant à 11 bars est constituée de douze (12)

séparateurs FA1101 (A, B, C et D), FA2101 (A, B, C et D) et FA3101 (A, B, C et D), dont
quatre sont mis en service et huit au secours[1].
Les séparateurs LDBP travaillent au même principe que les séparateurs LDHP. Mais
actuellement, l’eau est envoyée avec le brut vers l’unité dessalage (dessaleur3)et le gazversles
unités de compressions LDBP (1, 2 et 3)[1].
I.2.c Séparation 2ème Etage
Le deuxième étage de séparation est composé de trois série A,B, C dont chacune est
constituée de quatre séparateurs, travaillant à une pression de service 04 bars : FA1102 (A, B,
C et D), FA2102 (A, B, C et D) et FA3102 (A, B, C et D). Ils sont alimentés par l’unité de
dessalage, le brut des satellites, les condensats des stations de compression et les condensats
C5+ de l’U.F.C. Chacun de ces séparateurs est capable de traiter quotidiennement une
quantité de 2 724 m3/jd’huile et de 75 600 sm3/jde gaz[1].
Le gaz sortant est envoyé vers l’unité de compression 2ème étage (1 ou 2) et le brut est
réparti en sept lignes (L1-L7) dont six lignes associent deux séparateurs chacune et la
septième est banalisée avec les douze séparateurs. Puis, il se dirige vers les séparateurs à basse
pression (les BP)[1].
I.2.d Séparation 3ème Etage
Cette unité est composée de 05 séparateurs cylindriques verticaux FB1103 (A, B, C, D

et E) travaillant à une pression de 120 gr/cm2 (0.12 bars) et ayant une capacité de traitement
de 22525 m3/j d’huile et 508440 Stdm3/j de gaz.Le brut venant de la séparation 2ème étage et
l’unité de stabilisation est injectée en haut de séparateur, la hauteur du niveau d’injection a
pour but de diminuer la pression de brut et assurer un bon dégazage. L’huile issue de cette
séparation est envoyée vers les réservoirs dégazeurs RD et le gaz est envoyé vers l’unité de
compression 3ème étage (1 ou 2) par la conduite 42˝, ou vers la torche par la 42˝ou la 16˝[1].

I.2.eSéparation 4ème Etage (RD)
C’est la dernière opération de séparation, ou le brut venant des séparateurs BP se

débarrasse des dernières traces de gaz y compris (élimination des gaz entrainés par le brut),
d’où l’appellation réservoir dégazeur (RD). Cinq (05) réservoirs (A, B, C, D et E) à toit fixe
travaillant à une pression de 20 gr/cm2 (0.02 bars) sont mis en œuvre avec une capacité de
2500 m3 chacun[1].
L’entrée et la sortie de brut sont au fond du réservoir. En sortant, le brut est aspiré par
la pompe GA 1103 A/B/S (pompe de transfert) et refoulé vers les réservoirs de stockage (RS)
en passant par l’unité de pomprie, le gaz est torché (faible quantité) et l’eau est dirigée vers
l’unité de traitement des eaux huileuses appelée bassin API[1].
Les réservoirs dégazeurs sont munis des soupapes de sécurité (soupapes d’aspiration)
qui servent à régler leur pression pour éviter leur déformation[1].
Le tableau I.1 donne la capacité de séparation design de l’unité de traitement de brut CIS[1].
Tableau I.1 : Capacité de séparation design de l’unité de traitement de brut CIS[1].
Pétrole brut (m3/j) Production gaz (Sm3/j)

Nombre de Pression
Unités séparateurs Capacité Débit Capacité
bars Débit actuel
design actuel design
20 11.41
LDHP2 4 28 12 000 6 981
Millions millions
2.251
LDBP 4 11 11 380 2840 2 millions
millions
Séparation 0.907 0.938

12 4 54 000 32 200
2ème étage million million
Séparation 2.034 0.652

5 0.120 85 000 39 000
3ème étage millions million

I.2.f Stockage et Pomperied’expédition
Le parc de stockage du brut est constitué de cinq réservoirs à toit flottant RS (A, B, C,
D et E) d’une capacité de 15000 m3 chacun, ces bacs sont remplis et vidés dans une même
conduite[1].
I.2.f.a Stockage Des Produits Finis (SPF)

Le parc de stockage des produits finis est constitué de :
- Une sphère à butane FB201 ;
- Trois (03) bacs d’essence FB202 A, B et C ;
- Trois (03) bacs de lampant FB203 et FB204 A et B ;
- Deux (02) bacs de gasoil FB205 A et B.
Le tableau suivant résume les caractéristiques des bacs :
Tableau I.2 : Caractéristiques des bacs de stockage[1].
Volume Hauteur
Capacité Hauteur d’un (m) Réelle de
Bacs Produit HauteurMin(m)
(m3) Max (m) Hauteur la Robe
(m3) (m)
FB201 Butane 500 2 Glaces …… …… ……
FB 202
Essences 1220 9.35 0.35 113 10.8
A, B et C
FB203 Lampant 45 8.3 0.35 50.2 9.9
FB204
Lampant 110 6.6 0.35 15.9 7.2
A et B
FB205 Gasoil 1680 13.7 0.35 113 14.4
Le brut doit rester un certain temps pour réduire sa salinité en diminuant sa teneur en
eau, après il sera expédié vers Haoud El Hamra (HEH), et une partie (170 m3/h) va servir
comme charge pour la nouvelle raffinerie RHM 2[1].
L’unité de pomperie est destinée en principe à assurer l’écoulement de brut dans le

chemin d’expédition. Elle est composée de deux parties (figure I.2) [1].

I.2.f.bPomperie 1
Elle se compose de :
- Trois (3) pompes de transfert GA1103 (A, B, et S) ayant une capacité de 1090 m3/h
chacune, ces pompes jouent un rôle intermédiaire entre les RD et les RS à travers les
deux conduite 30 ˝ et 24˝ (la 24˝ renferme la 16˝ et la 20˝)[1].
- Deux (02) pompes de suralimentation (nourricières) GA1101/S, qui assurent la pression
d’aspiration des pompes d’expédition, elles aspirent des RD et refoulent vers
l’aspiration des pompes d’expédition[1].
- Quatre (4) pompes d’expédition GA1102 A, B, C et S ayant une capacité de 1350 m3/h
chacune, leur rôle est l’expédition du brut vers le terminal stockage à HEH sous une
pression de 16 bars à travers les pipes (la conduite) 20˝ ou 16˝[1].
- Une pompe de décantation GA1104 (qui peut servir comme une pompe de transfert),
son rôle est l’évacuation des eaux décantées aux fonds des RD et des RS vers les bassins
API[1].
I.2.f.cPomperie 2
Elle se compose de :
- Deux (02) pompes de suralimentation (nourricières) GA1150/S ayant une capacité de
1090 m3/h chacune, elles envoient une partie de brut à la nouvelle raffinerie RHM 2 pour le
raffinage et l’autre partie est expédiée vers HEH, soit directement à 6 bars, soit à l’aide des
pompes GA1151 A et B à travers le 16˝.
- Deux pompes GA1151 A et B, ayant pour but d’augmenter le débit d’expédition
(14 bars) vers HEH sur 16˝.

Figure I.2 : Pomperie d’expédition [1].

I.3 Séparation par champs hydrostatique (Unité de dessalage)

Le brut arrivant du séparateur tri-phasique se dirige vers l’unité de dessalage qui est
destinée à réduire la salinité du brut (les sels sous forme dissous dans l’eau accompagnant le
brut ou en suspension), la teneur en eau et autres impuretés doivent être éliminés avant que le
brut passe à la stabilisation[1].
L’unité se dessalage comprend deux série. La première série, il y a trois dessaleurs
cylindriques horizontaux FA201B, FA202B et FA203B dont le dessaleur 1 à une capacité de
10000m 3/j et les deux autres ont une capacité de 12900m3/j chacun . La deuxième série, trois
grandes dessaleurs cylindrique horizontaux FA204B, FA205B et FA206B dont le dessaleur 1
une capacité d15000m 3/j.
Le premier et le quatrième sont alimentés par la séparation haut pression LDHP a une
pression de 28 bars et son brut alimente en principe l’unité de stabilisation et l’excès est
envoyé vers la séparation deuxième étage. Et le troisième et sixième sont alimentés par la
séparation à basse pression (LDBP) et sont brut alimente la séparation 2ème étage aussi[1].
Une eau fraiche est ajoutée au brut avant d’être admis dans le dessaleur, cette eau qui
représente 5٪ de la charge en brut est aspirée à 6 bars et refoulée à 30 bars (pression
supérieure à celle du dessaleur) à l’aide de l’une des pompes d’injection GA201 (A, B, C, D
et E) et celapour avoir une viscosité correcte permettant d’effectuer un bon lavage (dessaleur)
en passant par une vanne de mélange[1].
La charge est envoyée vers le ballon dégazeur (on a six ballons : FA201A, FA202A,
FA203A, FA204A, FA205A et FA206A chacun fonctionne avec le dessaleur correspondant)
situé à une hauteur considérable pour assurer la diminution de la pression de brute et faciliter
le dégazage à l’entrée du ballon. Le gaz est réinjecté dans les conduites menant à la séparation
2eme étage pour y maintenir une certaine pression permettant d’écouler le brut[1].
Le brut sortant du ballon dégazeur est admis au fond du dessaleur, son passage à
travers la couche d’eau y accumulée assure un bon lavage et un meilleur contact eau /huile.
Mais le plus souvent, on n’arrive pas à se débarrasser de l’eau qui se trouve sous formes
d’émulsions stables (produits non miscibles). L’émulsion est constituée de deux liquides
immiscibles dont l’un est dispersé sous formes de fines gouttelettes dans l’autre et l’émulsion
stable est celle qui ne peut pas être rompue sans avoir recours à certains traitements soit
chimique, électrique, mécanique ou combiné où la molécule d’eau est comprise (entourée)
dans la molécule de brut et la force d’attraction entre les deux molécules est assurée par des
agents appelés émulsifiants tels que l’acide naphténique, les asphaltes, les paraffines, les

gommes, etc …, les molécules d’eau ne peuvent se réunir pour se décanter, ce qui exige de
briser la couche protectrice en faisant appel aux agents appelés dés-émulsifiants.
Ce sont des composés comportant une chaine hydrocarbonée lipophile ayant des propriétés
tensioactives. Ils sont anti-oxygènes et mouillants qui injectés en faible quantité et d’une
manière régulière dans des points définis par la nature d’émulsion et l’équipement, se
diffusent et jouent le rôle de déstabilisant. Ils permettent ainsi de combattre l’émulsion.
Actuellement, on utilise le CHIMEC 2439 comme agent dés-émulsifiant
L’émulsion est stabilisée par des molécules polaires (asphalte, sable paraffine, etc. …),
d’où la nécessité d’utiliser certains dés-émulsifiants. La difficulté de la coalescence est donc
fonction de la quantité injectée. Deux mécanismes aident à la coalescence des molécules
d’eau : les forces d’attraction entre elles, dues à la polarité de ces molécules qui tendent à
s’orienter et l’agitation crée par le champ électrique
Le dessaleur comprend deux électrodes provoquant un champ électrique de 20 KV de
tension, alimenté par un transformateur situé sur le dessaleur, ce champ à haute tension et
basse fréquence fait vibrer les molécules d’eau ce qui facilite l’attraction des charges (les
molécules d’eau chargées positivement ou négativement) donc la coalescence et qui assure
aussi une agitation permettant de diminuer la viscosité et d’augmenter la force d’attraction
pour, en fin, augmenter la vitesse de décantation et avoir un temps de passage inferieur au
temps de séjour du dessaleur.
Il est à noter qu’il faut qu’il y ait une distance entre l’interface eau/huile et l’électrode
le plus bas pour ne pas perturber le champ électrique.
En ce qui concerne la sécurité, le dessaleur est muni d’une soupape ouverte à une ligne
conduisant aux API, aussi des vannes de réglage de débit FRCV, Niveau LRCV et Pression
PRCV[1].
Le dessaleur à des paramètres essentiels pour le bon fonctionnement :
- Température de la charge (T≈ 60°C), un préchauffage de la charge avant l’entré au
dessaleur est nécessaire, ce qui n’est pas disponible au CIS ;
- Pourcentage de l’eau de lavage 5٪ de la charge ;
- Niveau d’interface eau/huile (à peu près 90 cm) ;
- Distance entre l’interface et l’électrode la plus basse.

Page 16
pv - 665
Gaz de flash vers la
torche
XV-683
Pétrole brut de
séparteur PDV-664 PV-680
FA-206A
2éme étage
Figure I.3 :unité de dessalage

LV-663
stablisation
LV-681
Eau de Dilution
LV-662
FA-206B
vers le traitement d'eau
UNIV-Med.KH. BISKRA
effluente
LV-666
xv - 684B
XV-684 A
I.4Séparation à chaud (fractionnement)
La séparation à chaud est une unité qui sépare les constituants gazeux à l’équilibre
liquide vapeur .Pour atteindre certaines valeurs spécifiques de TVR et de densité, on doit
faire appel au moyen de chauffage, voire les échangeurs et les fours
I.4.a Unité de Stabilisation

La stabilisation est une opération qui consiste à éliminer les fractions les plus volatiles
(légères) afin de baisser la tension des vapeur de brut (TVR). En plus, elle contribue
indirectement à l’élimination des produits corrosifs tels que H2S, les sels et d’autres impuretés
(la teneur en gaz doit être inférieure à 0.5٪). La stabilisation se fait en portant le brut à une
température plus de 260°C.
L’installation (figure I.4), ayant une capacité de 10000m3 /j, comprend une colonne de
distillation simple DA03 (28plateaux), le brut prévenant du dessaleur trois à 45°C environ est
préchauffé jusqu’à 180°C en traversant une batterie de quatre échangeur de chaleur EA01 ou
EA02 coté calendre, la chaleur nécessaire est fournie par le produit du fond de colonne (brut
stabilisé passant en coté tube), ce préchauffage à pour but d’assurer le fonctionnement de la
colonne et d’éviter le choc thermique du four travaillant à une température de l’ordre de
265°C, la pression est réglée en fonction de la teneur en produits volatils. Le brut préchauffé
entre dans la zone de flache de la colonne (11ème plateau), les hydrocarbures légers sont
récupérés au sommet et refroidis en passant par l’aéroréfrigérants EC07 pour récupérer les
condensats au niveau du ballon de reflux FA01. A la marche normale de l’unité, le condensat
est aspiré par la pompe GA06/S et refoulé dont une partie vers l’UFC comme charge de
l’unité et l’autre partie est injectée au sommet de la colonne comme reflux.
Pour maintenir la température du sommet (110°Ccomme température maximale) et
condenser les fractions les plus lourds comprises dans le gaz montant. Le gaz du ballon de
reflux est envoyé vers les unités de GPL ou bien vers les unités de compression LDBP1, 2 ou
3. Le rebouillage est réalisé par le four BA01 (four cylindrique de type vertical) qui est
sécurisé par l’électrovanne (tout ou rien) contrôlant la vanne automatique de fuel gaz TRC01,
le brut est aspiré par la pompe GA05/S et refoulé vers le four ou il reçoit la chaleur nécessaire
pour faire vaporiser les hydrocarbures légers entrainés au fond de la colonne et y maintenir la
température de fonctionnement.

Une partie de brut stabilisé (720m3/j) est envoyée vers l’unité de TOPPING et l’autre
traverse la batterie d’échangeur puis l’aéroréfrigérant EC06, après, elle est mélangée avec les
produits non-conformes de l’unité de TOPPING tels que le résidu, le naphta, etc, pour
alimenter enfin l’unité de séparation de basse pression (3emeétage)
Le brut stabilisé a les caractéristiques suivantes : TVR = 0.650kg/cm2 à 38°C et une densité
d15= 0.7920[1].
B
GAZ VERS ASPIRATION GAZ UNITE GPL1 /LDBP
GBT 2202 PRC 01
BP 1/2/3/4/5
TORCHE
EA 07 A
EVENT
VERS RD
EA 06
FA 01
SEPARATEURS
BP
TRC 04 condensat vers

LRC 01
2° etage
DA 01
GA 06/S
TRC 03
CDT VERS
LRC 03 U.F.C
huile sortie
dessaleurs
FRC :
201/ 209/210 EA 01/02
FRC 02
BA 01
GA 05/S FUEL GAZ
BRUT STABILSE TRC 01

VERS TOPPING
Figure I.4 :Unité de Stabilisation

I.4.b Unité de Topping (RHM1)

Vue les besoins de sud du pays à l’époque, une unité de topping(figure I.5) a été créé
pour la production des produits commerciaux, à savoir : essences, lampant et gasoil.
L’opération consiste à fractionner le brut en une série de coupes telles que le butane,
l’essence, le lampant, le naphta, le gasoil et le résidu et fournir directement des produits
commerciaux (carburants liquides) répondant à des spécifications définies.
Le fractionnement est généralement réalisé dans une colonne à plateaux sous une
pression atmosphérique (1 à 3 bars), elle utilise la température comme agent sélectif. Sur
chaque plateau, les vapeurs montant et les liquides descendant sont en équilibre
thermodynamique.
L’unité de topping est composée de trois colonnes : d’une colonne principale DA101,
qui est divisée en deux parties ; un vaporisateur et un fractionnateur, d’un débutaniseur
DA102 et d’un strippeurDA103.
La partie de brut stabilisé envoyée vers le topping (720m3 /j environ) est admise dans
le four BA101 ou elle est préchauffée jusqu’à une température d’environ 340°C, pour
alimenter le vaporisateur. Le résidu sortant du vaporisateur passe à la pompe GA104 puis à
l’échangeur de chaleur EA107 (coté tube) ou il surchauffe le produit soutiré du strippeur (le
lampant). Après il sera mélangé avec le brut stabilisé (sortant de la stable) passant par les
aéroréfrigérants EA06 aux BP. Les vapeurs de tête de vaporisateur contenant des traces du
liquide sont injectés à la zone flash du fractionnateur (14èmeplateau). On assure le reflux,
contrôlé par la vanne TRCV102, par le fond de fractionnateur.
Les vapeurs de sommet du fractionnateur (gazoline) subissent un refroidissement au
niveau des aéroréfrigérants EA100/1, puis on aura la séparation du condensat et du gaz au
niveau du ballon de condensat (ou ballon de reflux) FA101, le gaz est envoyé vers torche,
tandis que le condensat est aspiré par la pompe GA101/S pour être divisée en deux parties :
Une est envoyée vers le débutaniseur DA102 (comme charge), l’autre retourne au
fractionnateur comme reflux.
Le liquide de fond du fractionnateur (le gasoil) est aspiré par la pompe GA103/S pour
être divisé en deux parties : la première est admise au four BA 103 pour maintenir la
température du fond de colonne (rebouillage), et la deuxième passera par l’échangeur EA106
pour assurer le rebouillagedudébutaniseur (surchauffe l’essence sortant de fond de
débutaniseur), après elle subira un refroidissement au niveau des aéroréfrigérants EC100/1
puis l’aéroréfrigérants EC105 pour être envoyé au stockage (SPF).

Le lampant soutiré du 9ème plateau alimente le strippeur DA103 pour être stabilisé
(être conforme au stockage et à la commercialisation) en éliminant ses fractions légères qui
sont réinjectées dans le fractionnateur par le rebouillage réalisé au niveau de l’échangeur
EA107 (chaleur fournie par le résidu). En du strippeur,le lampant est aspiré par la pompe
GA105 et refoulé vers les aéroréfrigérants EC100 puis vers stockage.
Le naphta (essence lourde) est soutiré du 5èmeplateau et par suite est slopé vers les (BP)
et les (RD).
Le débutaniseur DA102est alimenté par la gazoline au niveaudu 15èmeplateau, le
rebouillage est assuré par le gasoil au niveau de l’échangeur EA106, l’essence sortant du fond
de débutaniseur se dirige vers les aéroréfrigérants EC100 puis vers stockage. Les vapeurs de
tête sont refroidis dans l’aéroréfrigérant EA100/2 pour que le condensat soit aspiré par la
pompe GA102/S et refoulé comme reflux de débutaniseur, et le gaz, en majorité le butane, se
dirige vers stockage (sphère de 500m 3).
Le sloop est l’endroit où on envoie les produits finis non conformes vers les (BP) et
les (RD).
Dans le cas actuel, tous les produits sont slopés, le stockage ne concerne que le gasoil
uniquement ou le mélange gasoil + lampant[1].
Malgré tous ces fonction l'unité à l'arrêt depuis 2007.

PRC 102A/B
GAZ VERS TORCHE
EA100
PRC 101 A/B FA 102
TRC 106
GAZ VERS TORCHE
FRC106
DA 102
DA 101
LRC104
LCV105 FA 101 TRC110
GA102/S
BA 103
BA 101
FRC101
BRUT GA 101/S
STABILISE
TRC101
FRC103
EA102
TRC102 EA104
FUEL GAZ GA 103/S
LRC108
TRC103
EA102
VERS STOCK
GA104/S
LRC101 EA102
BUTANE
LRC102
VERS STOCK
VERS SLOP
GAS-OÏL
RESIDU
Figure I.5 : Unité de Topping (RHM1)
I.4.c Unité de fractionnement des condensats (UFC)
L’unité de fractionnement des condensats ayant une capacité de 2500 m3/j est destinée
à fractionner les condensats récupérés des ballons de condensats des unités de compression
2ème et 3ème étage et la stable, qui constituent sa charge en trois fractions :
Les gaz incondensable (C1 et C2).
Le GPL (C3 et C4).
Les condensats C5.
La charge est préchauffée au niveau d’échangeur à tête fixe EA2204 (coté faisceaux)
de 45°C à 70°C environ (pression de 19 bars), puis au niveau de l’échangeur EA2203 (coté
calandre) jusqu’à une température de l’ordre de 100°C, elle est ensuite séparée en deux (02)
phases, liquide et gazeuse, au niveau du ballon tampant FA2206, ces deux dernières sont
admises dans la colonne se fait parallèlement à travers les deux échangeurs EA2201A et B par
le gasoil, le produit de fond de la colonne qui est le C5+ après le refroidissement à travers
l’échangeur EA2204 (préchauffe la charge) et l’aéroréfrigérant EC2004, il est envoyé vers la
séparation 2ème étage. Les vapeurs du sommet sont admis dans la colonne DA2202 comme
charge. Le produit de fond de la DA2202 est aspiré par la pompe GA2203/S, ou le niveau est
contrôlé par la vanne LRC2276 pour assurer le reflux de la colonne. Les vapeurs du sommet
sont refroidies à travers l’aéroréfrigérant EC2203, on récupère les condensats au niveau du
ballon de condensats FA2205, ou le gaz (C1, C2) est envoyé vers l’unité GPL ou vers les
unités de compression LDBP, et l’excès vers torche, les condensats sont répartis en deux
parties : la première est aspirée par la pompe GA2202 pour maintenir la température
convenable du sommet de colonne, c’est le reflux, et la deuxième partie est aspirée par la
pompe GA2205/S (le niveau dans le ballon est réglé par la vanne LRC2280) pour constituer la
charge de la colonne DA2203. Les vapeurs de sommet de cette dernière sont aussi refroidies
au niveau de l’aéroréfrigérant EC2203, leur détente se fait au ballon de condensats. Le
rebouillage est réalisé à travers l’échangeur EA2202, le produit de fond de la colonne (C3, C4)
est refroidi à travers les aéroréfrigérants EC2205 (le niveau dans la colonne est contrôlé par la
vanne LRC2277) pour être ensuite envoyé vers l’unité GPL pour stockage[1].
Les produits obtenus ont les caractéristiques suivantes :
Le C3, C4 : la d15 = 0.560 et la TVR = 5 à 6 bars.
Le C5 : la d15 = 0.650 et la TVR = 0.8 à 1 bar.
I.4.c.1 Circuit Du Gasoil (Fluide Caloporteur)

L’appoint du gasoil est assuré en principe par un camion-citerne. Le gasoil est aspiré
du ballon FA2207 par la pompe GA2204/S et refoulé vers le four BA2201, il sera chauffé
jusqu’à 190°C – 205°C d’environ, en sortant, il sera répartie en trois parties : la première va
chauffer la charge de la colonne principale DA2201 au niveau de l’échangeur EA2203 (coté
faisceaux), la deuxième va assurer le rebouillage de cette colonne au niveau des échangeurs
EA2201 A et B (coté faisceaux). Et la troisième partie va assurer le rebouillage de la colonne
DA2203 au niveau de l’échangeur EA2202 (coté faisceaux). Les trois parties vont revenir au
ballon FA2207[1].

Figure I.6 : Unité de fractionnement des condensats[1].
I.5 Utilité
I.5.1 Centrale d’air

La centrale d’air est conçue pour alimenter les unités du CIS en air instrument. Trois
moto-compresseurs 5.5KV GB3000 A, B et C avec une production de 2000 Nm3/h chacun, et
un groupe diesel (compresseur entrainé par un moteur diesel) de secours GB3001 de
1600Nm3/h sont mis en œuvre pour la compression de l’air jusqu’à 9bars environ. Ensuite et
au niveau de l’unité de refroidissement, l’air subit un refroidissement de 60°C à 35°C par
l’eau froide (eau GLYGOLEE refroidie à chaque fois dans le refroidisseur) à travers un
échangeur de chaleur. Les gouttelettes d’eau et l’huile entrainées par l’air au niveau de l’unité
de déshuilage. C’est l’air service qui s’est produit et stocké dans les deux ballons FA3000 A
et B (ballon accumulateurs).
Pour avoir de l’air instrument, l’air service alimente une unité de service KA3000 A,
B, C et KA3001 ou se fait l’adsorption de l’eau avec et sans chaleur. Ensuite l’air séché
(instrument) sortant à 7bars est envoyé vers les deux ballons FA3001 A et B[1].
En cas de coupure de courant électrique normal, un groupe électrogène 380V alimente les
groupes frigoristes, l’éclairage et les tables synoptiques.

Est généralement utilisél’air de service dans les opérations de nettoyage et soufflage des
équipements [1].
I.5.2 L’eau de service
C’est de l’eau albien qui alimente le centre dans réseau d 14 bars le rôle de cette eau
est primordiale car on l’utilise dans plusieurs cas
1) lavage des batteries d’échangeurs.
2) lavage de brut pour dessalage.
3) Refroidissement des pompes.
4) Humidification des aeros.
5) Lavage des capacités en révision…etc


II.1 Introduction
Le moyen le plus simple pour stabiliser un brut est de lui faire subir un certain nombre
de séparations à des pressions décroissantes (séparation multi étagée) et de séparer le gaz
obtenu à chacun des étages de séparation. Ce procédé ne peut s’envisager que sur des
gisements éruptifs et dont la pression de tête de puits est supérieure à la pression
atmosphérique.
Souvent cette simple séparation physique n’est pas suffisante. Il faut alors prévoir un
traitement additionnel qui peut consister en un chauffage du brut pour améliorer le dégazage,
ce chauffage peut être accompagné d’une distillation pour limiter les pertes en constituants
« semi légers » ou « semi lourd » comme les C5, voire les C6 dans la phase gaz extraite du but
[ 2].
II.2 Séparation
Le brut est un mélange d'hydrocarbures et de matière non hydrocarbures provenant
d'un gisement. L’effluent est caractérisé par sa composition et par ses caractéristiques
physicochimiques. Celles-ci évoluent dans le temps et sont très variables suivant les bruts.
L'effluent d'un puits en production est un mélange qui se présente le plus souvent sous forme
diphasique :
• Une phase liquide constituée par des hydrocarbures lourds stables dans les
conditions de traitement, des hydrocarbures légers vaporisables et de l'eau de gisement.
• Une phase gazeuse formée de gaz et de vapeurs d'hydrocarbures légers.
Le séparateur est l’équipement utilisé pour faire la séparation pour dissocier le pétrole,
les gaz et l’eau contenus dans l’effluent à la sortie du puits de production en agissant sur leur
densité [ 2 ].
Les séparateurs sont placés en tête de la chaîne de traitement dont ils constituent les
éléments essentiels. Ils reçoivent directement du manifold d’entrée la production amenée par
les collectes [ 2].
Un séparateur est une capacité sous pression, incorporée à un circuit, sur lequel elle
provoque un ralentissement de la vitesse d’écoulement de l’effluent.
Un séparateur se présente comme un réservoir cylindrique disposé soit verticalement
ou horizontalement. Il existe aussi des séparateurs sphériques, mais ils sont d’un usage moins
utilisé.

Selon l’usage on distingue :

• Les séparateurs de détente utilisés pour le traitement des gaz à condensat ;
• Les séparateurs gaz / huile ;
• Les séparateurs d’eau libre ;
• Les scrubbers (ex : ballon de torche) et filtres.
II.2.a Objectifs de la séparation
L'opération de séparation est destinée à séparer l'huile du gaz et de l'eau afin de

permettre la livraison au client d'un produit conformes à des normes bien définies telle que :
- Densité
- Viscosité
- B.S.W ( Basic and sediment water )
- Salinité
- Tension de vapeur
Par ailleurs dans les installations de traitement il est indispensable de protéger certains
équipements contre certains fluides comme par exemple :
Les gaz contenants des particules ou solides à des compresseurs centrifuges qui
risquent d'être sérieusement endommagés.
Les pompes centrifuges qui risquent de cavité s'il y a présence de poches de gaz dans
le liquide pompé [ 1].
II.2.b Principes Physique utilisés dans la Séparation
Les fluides ainsi que les corps solides en mouvement possèdent une énergie cinétique
(Energie cinétique = Masse x (Vitesse)2.
Pour pouvoir séparer deux fluides non miscibles de densités différentes (Par exemple :
huile et eau) ou un fluide d'un solide, on peut agir sur l'énergie cinétique en l’annulant,
favorisant ainsi l'effet d’inertie qui différent selon la densité de chaque composant.
Les trois principes physiques essentiellement utilisés dans la séparation sont:
II.2.c Effet de l'inertie

Un séparateur peut exploiter un ou plusieurs de ces systèmes de séparation. Dans tous
les cas, la vitesse du courant gazeux joue un rôle important dans le mécanisme de séparation,
car avec des vitesses trop élevée ou trop faibles, il y’a réduction de rendement ou d’autres
inconvénients comme l’érosion, etc…[ 1 ].

Dans tous les cas, il est indispensable de fixer une valeur optimale de la vitesse et par
voie de conséquence, de connaitre le diamètre de séparateur pour obtenir une bonne
séparation [ 1 ] .
II. 3 Constitution générale des Séparateurs

II. 3.1 Définition d’un séparateur
Un séparateur est un réservoir qui fonctionne à pression constante grâce à un système
de vannes à ouverture réglable sur les sorties huile et gaz. Par un système de grillages et de
chicanes convenablement disposés à l’intérieur, l'écoulement du mélange est retardé de façon
à éviter l’entrainement de gouttelettes liquides dans le gaz et de bulles de gaz dans l’huile[ ].
On ne peut utiliser qu’un seul séparateur; cependant on dispose généralement d’une
batterie de séparateurs montés en série chacun étant réglé à une pression bien déterminée,
comprise entre la pression de bulle et la pression de stockage. Le but recherché est alors de se
rapproché de la séparation différentielle; si en effet on avait une infinité de séparateurs
fonctionnant en série, leurs pressions respectives variant de façon continue depuis la pression
de bulle du brut jusqu' à la pression atmosphérique, on aurait exactement la vaporisation
différentielle. On sait alors que la masse de gaz libéré est minimale est donc la récupération
maximale. Dans la pratique, on se rapprocha rapidement de ce résultat avec un nombre limité
d'étapes de séparation [1].
Le dégazage est due uniquement à des variations de pression et de température

Théoriquement, le rôle d'un séparateur se limite à retirer le gaz de l'huile déjà vaporisée dans
le tubing et le réseau de collecte dans le cas du premier étage, dans les vannes de contrôle de
sortie d'huile pour les étages suivants et à éliminer les gouttelettes d'huile qui pourraient être
entrainées par le gaz [1].
Pratiquement, le séparateur a une influence sur la quantité du dégazage proprement

dit car ce dégazage n'est pas instantané .en effet le temps de rétention de l'huile importe
beaucoup car il permet à l'équilibre liquide - gaz de se rapprocher des conditions théoriques.
Il est important d'avoir le plus grand temps de rétention [ 1].
Le temps de rétention est le temps de séjour de l'effluent dans le séparateur (≥ une
minute en moyenne).
Il est a noter que le dernier étage de séparation peut être constitué:

- Soit des séparateurs fonctionnant à très faible pression (voisine de la pression

atmosphérique) dont le but est surtout le dégazage avant l'entrée dans les bacs de
stockage ;
- Soit des séparateurs précédents combinés avec les bacs dégazeurs du type à toit fixe ;
- Soit par des " flow-tanks", réservoirs à toit fixe munis d'une ligne de torche, pouvant
résister à une surpression de plusieurs dizaines de grammes.
II.3.1.a Constitution des séparateurs
La séparation des diverses phases constituant un mélange d'hydrocarbures se réalise

dans un groupe d'appareil appelé séparateur. Ces appareils sont des récipients métalliques
sous pression de formes diverses suivant le but recherché et les dimensions appropriées en
fonction:
- Des débits avec divers fluides constituants l'hydrocarbure ;
- Des difficultés particulières de séparation ;
Ces séparateurs comportent cinq partis fonctionnels :
II.3.1.b Section de séparation initiale
Dégrossissage maximum de la séparation par une duse variable tangentielle dans le

cas d'un séparateur vertical ; ce qui permet une séparation centrifuge (les constituants les plus
lourds vont vers la périphérie, le gaz restant au centre). Sur les séparateurs horizontaux, un
déflecteur permet de briser le jet à l'entrée [1].
II.3.1.c Section de séparation secondaire

Avec extraction du gaz du liquide (foaming section). Ceci est obtenu par des chicanes
(baffles) sur lesquelles les gouttelettes liquides viennent butter et s'assembler en particules
plus grosses[ 1].
II.3.1.d Section de sédimentation

Par gravité, les fluides constituants les liquides se séparent, donc cette section utilise
l'effet de la pesanteur [ 1].
II. 3.1.e Section d'extraction

Des gouttelettes liquides du brouillard constitué par le gaz qui s'échappe par l'orifice
de sortie (demisting section), réalisé par un dispositif a maille fixe, qui arrête dans le jet
gazeux les fines gouttelettes de liquide [1].

II. 3 .1.f Section de collecte
Recueille les divers fluides obtenus à partir de mélange initial. C’est-à-dire l'huile,
l'eau et le gaz et les composés solubles.
Le tableau II.1 résume la réparation des diverses sections sur les divers types de séparation
Tableau II.1 : la réparation des diverses sections sur les divers types de séparation
Type de séparateur
Section Vertical Horizontal Sphérique
1 au milieu à une extrémité au trop de la sphère
tout la section au minimum 50% de la section diamétrale
2 section
3 tout la section à 75% de la section section diamétrale
légèrement au-
4 en haut à l'autre extrémité dessus du grand axe
au fond pour les Partie inférieure pour
liquides /sédiments Liquide /sédiments au fond
5 au sommet pour les gaz Génératrice supérieure
Pour les gaz
II.4 Les Types de séparateurs

II.4.1 Séparateur vertical
II.4.1.a Fonctionnement
Ces séparateurs sont constitués par un cylindre vertical terminé par des fonds bouchés.
L'arrivée de l'effluent s'effectue en général tangentiellement à une circonférence et à peu près
à mi-hauteur du séparateur. Le mélange se sépare par gravité, l’huile descend en hélice le long
de la paroi et le gaz montant à la partie supérieur. Le gaz traverse un tamis extracteur de
gouttelettes et est évacué à la partie supérieure en passant à travers une vanne automatique de
contrôle de pression. L'huile est évacuée à la partie inférieure à travers une vanne automatique
d'huile commandée par un flotteur. La capacité des séparateurs verticaux atteint entre 500 et
850 m3/j avec des pressions pouvant atteindre 420 bars(Figure II.1) [2].

Avantage
- Traitement possible des hydrocarbures salés.
- Nettoyage aisé.
- Faible encombrement.
- Hydrocarbures pauvres en liquides.
- Utilisé en moyenne et haute pression.
Inconvénients
- Cout assez élevé.
- Transport difficile.
- Séparation tri phasique difficile.
- Mauvaise séparation en cas d'hydrocarbures moussants.
Figure II.1 :Séparateur Verticale

II.4.2 Séparateur horizontal

C'est un récipient cylindrique horizontal contenant différant éléments pour réaliser les
cinq fonctions(Figure II.2) [2].
II.4.2. a Fonctionnement
Le mélange d'hydrocarbures arrive à une extrémité et est projeté sur un déflecteur
brisant l'émulsion. Par différence de densité, l'huile tombe au fond du cylindre, le gaz
s'accumule dans la partie supérieure [ 1 ].
Le gaz traverse un certain nombre de chicanes qui retiennent les gouttelettes d'huile,
puis à travers un dernier tamis dit, extracteur de brouillard, avant de partir par une sortie
supérieur, l'huile est soutirée à la partie inférieure. Il est à noter qu'un tel appareil travaille à
une certaine pression (sélectionnée pour obtenir la récupération maximale). Cette pression
fournit l'énergie nécessaire pour chasser l'huile à la partie inférieure. Afin de conserver
toujours une garde d’huile. Cette sortie est contrôlée par une vanne automatique sur la sortie
gaz, commandée par un contrôleur de pression. La capacité des séparateurs horizontaux va
généralement jusqu’à 5000m3/j, avec des pressions pouvant atteindre 420bars. Au moyen
orient, on retrouve des séparateurs horizontaux de très grande capacité pouvant aller jusqu'à
20000m3/j [1].
Avantage
- Solution économique.
- Transport facile.
- Séparation tri phasique aisée.
- Rempli à moitié, il offre un passage suffisant au gaz.
- Si le puits débite par bouchons de gaz, les différents volumes gazeux s'écoulent sans
inconvénients.
Inconvénients
- Limité au moyennes et bases pressions.
- Nettoyage malaisé en cas de production de sédiments.

Figure II.2 :Séparateur Horizontale

II.4.3 Séparateur Sphérique

II.4.3.a Fonctionnement
Le mélange d'hydrocarbure rentre du sommet du séparateur et prend un mouvement
circulaire sous l'effet d'un déflecteur de forme spirale à l’entrée. Le liquide se répand en
nappe sur une calotte semi sphérique à l'intérieur permettant une séparation initiale rapide
(liquide – gaz) .Le liquide tombe dans la section d'accumulation, le gaz séparé descend entre
la calotte et le corps du séparateur puis change de direction et traverse l'extracteur de
brouillard pour sortir par la sortie gaz située sous la calotte. Le double changement de
direction permet au gaz de se débarrasser de ses particules liquides. Le liquide s'accumule
dans la partie intérieure du séparateur assurant un bon dégazage(Figure II.3) [ 1].
Avantage
- Utilisation possible sur une unité de production OFF SHORE
- Utilise à des très hautes pressions.
Inconvénients
- Séparation 3 phases difficile
- Cout très cher
- Mauvaise séparation en cas d'hydrocarbure moussant
- L'utilisation de ce séparateur n'est pas courante

Figure II.3 : Séparateur Sphérique
II.5 Equipements dans un Séparateur

II.5.a Organes de contrôle
- Manomètres: 1,5 à 2 fois la pression de travail
- Thermomètres sur la sortie huile et gaz
- Niveau à glace testée à 2 fois la pression de travail
- signaux d'alarme.
II.5.b Organes de commande

- vannes automatiques sortie huile et gaz
- Flotteurs de commande
- Circuit d'alimentation du gaz pilote

II.5.c Soupapes de sécurité

C'est une soupape dont le ressort est taré à la pression maxi du séparateur et
fonctionnant en tout rien. Elles sont le plus souvent reliées à la torche gaz par une conduite
munie d’un clapet anti-retour. La soupape de sécurité est caractérisée par le diamètre d'entrée
et le diamètre de sortie de la bride, une lettre définissant l'orifice ou la Duse.
A l'origine les soupapes sont tarées selon les indications du constructeur. Périodiquement,
elles doivent être vérifiées (démontées, nettoyées, graissées, puis tarées). Au tarage à la
pression voulue la soupape doit déclencher brusquement [1].
II.5.d Plaque d'éclatement

C'est un disque servant à assurer la sécurité du séparateur sous pression en cas de
défaillance de la soupape de sécurité. Les caractéristiques de la plaque d'éclatement sont
portées sur la queue. Elle est généralement cale entre deux brides. La pression d'éclatement
comprise entre 1,1 et 1,2 de la pression maxi de travail du séparateur. Les caractéristiques de
la plaque sont calculées à une température de 21°C[1].
II.5.e Organes d'entretien
- Trou d'homme
- Purge de vidange
- Témoin anti- corrosion
II.6 Paramètres De Fonctionnement D'un Séparateur

II.6.1 Pression de séparation (pression de service)
La pression de fonctionnement des séparateurs n'est pas indifférente .On constate que
pour un nombre d'étages donné, il existe une pression optimale [1].
Pour chaque étage, telle que la quantité d'huile récupérée est maximale .Cette
augmentation de la quantité de liquide au stockage pour une production donnée des puits,
n'est pas due à une meilleure récupération des gouttelettes de liquide entrainées dans les gaz,
mais grâce à ce choix des pressions on maintient en solution une plus grande quantité de
produits, tel que le propane, le butane et le pentane qui se seraient volatilisés en d'autres
conditions de séparation [1].
En pratique il existe des plages de pressions optimales. Dans le cas du brut de Hassi
Messaoud, ces plages sont de 20 à 35 kgf/cm2 pour le premier étage, de 4 à 6kgf/cm2 pour le
deuxième étage.

Lorsque plusieurs séparateurs travaillent en parallèle, les pressions du premier étage

doivent être maintenues identiques, afin d’éviter un écoulement préférentiel vers une
séparatrice travaillante plus basse pression qui serait ainsi surchargé. C'est pourquoi on a
intérêt à avoir des manomètres parfaitement étalonnés pour s'assurer que les charges en
liquide et en gaz sont équivalentes. Le meilleur moyen est de comparer les pressions de
sorties des instruments de contrôle et les débits des gaz sur les enregistreurs .Ces valeurs
doivent être théoriquement égales pour les séparateurs HP pratiquement, on aura toujours les
différences de débits d'un séparateur à autre [1].
II.6.2 Température de séparation

Une augmentation de température a le même effet qu'une diminution de pression, ou le
volume de gaz augmente et par suite, sa vitesse ce qui diminue la capacité du séparateur.
Le niveau à glace doit être propre et les niveaux d'interface seront réglés sur les
repères fixés par le constructeur [1].
Les niveaux ne sont pas relevés comme les pressions. Cependant, leur surveillance est
aussi importante que celle des pressions. Lors des relevés de ces dernières, il est bon de
contrôler les niveaux. Normalement le niveau ne doit dépasser le milieu de niveau à glace, car
les vagues qui se produisent dans le séparateur peuvent passer par-dessus les plaques
horizontales. Il ne doit pas, non plus être réglé trop bas, afin d'obtenir un temps de rétention
de l’huile [1].

CHAPITRE III :
ANALYSES CHIMIQUES


III. l Introduction
Le pétrole brut qui arrive à la raffinerie a déjà subit un traitement de dés émulsion ou
de dessalage sur ses champs d'origine dans la mesure ou celui-ci avait une production
hydratée ou salée son BSW dépasse donc très rarement 1%.
III.2. Détermination de l'eau et des sédiments dans les pétroles bruts (BSW)
III .2.1 Objet et domaine d'application
La présente norme a pour objet de décrire une méthode de détermination par
centrifugation de la teneur «eau et sédiments» des pétroles bruts.
- Le terme «sédiments» désigne uniquement les impuretés solides insolubles dans le
toluène. Il ne faut pas confondre «sédiments» et «matière solide en suspension» notamment
dans le cas d'échantillons des asphalténes non dissous.
- Les résultats fournis par cette méthode ne permettent pas d'exprimer la teneur en eau
indépendamment de la teneur en sédiments.
III.2.2 Principe
La prise d'essai (Entrée, sortie dessaleurs) est mélangée dans un tube gradué avec un
égal volume de toluène.
L'eau et les sédiments sont séparés par centrifugation jusqu' a volume constant.
III. 2. 3 Appareillage
III.2.3.1 Centrifugeuse
Permettent d'obtenir à l'extrémité des tubes une accélération a 500-800 fois celle de la
pesanteur (g = 9.81 m / s2).
L'ensemble rotatif et les portes tubes doivent être construites de manière a supporter la
force centrifuge maximale susceptible être fournie par le dispositif d'entraînement et doivent
être enfermées dans un cadre de protection destinée a éliminer les risques d' inflammation du
solvant et a supprimer tout danger en cas de rupture accidentelle d'une pièce mobile. Les
portes tubes doivent pouvoir supporter solidement les tubes lorsque la centrifugeuse est en
marche.
La vitesse de rotation qui doit être constante et calculée en appliquant la formule suivante:
N =1336. …………………………………………………(III.l)

Avec :
N : vitesse de rotation tour /min.
P : accélération a la pointe du tube en position de rotation et la pointe de tube lorsque celui-ci
est en position horizontale.
III.2.3.2 Tube de centrifugation

Les tubes doivent être de for me (CÔNE). La graduation devra être claire et lisible, le
col des tubes doit pouvoir être obturé au moyen d'un bouchon en verre également rodé sous
réserve de respecter les cotes indiquées et de choisir un bouchon dont la hauteur totale
n' excède pas de 12mm la hauteur du col bain chauffant constitué par un bain liquide ou un
bloc métallique suffisant profond pour que les tubes de centrifugation puisent y être placés
verticalement jusqu’a la division 100ml. Ce bain doit pouvoir être porté et maintenu à une
température de 50° C ou 60° +/-l°C prés.
III.2.4 Mode opératoire

La prise d'essai utilisée doit être représentative de l'échantillon ce qui implique son
homogénéisation par les moyens appropriés. Immédiatement avant son introduction dans le
tube de centrifugation.
Dans deux tubes de centrifugation de masses approximativement égales, introduire du
toluène jusqu' au repère 50, compléter avec le produit a examiner jusqu’a repère 100, boucher
les tubes d'une manière étanche, les agiter vigoureusement, jusqu' a ce que le contenu soit
complètement mélangé et les immerger pendant environ 15mm jusqu'a la graduation
supérieure du tube dans le bain chauffant maintenu a 50°C+/-1°C retirer les tubes du bain, les
agiter vigoureusement, pendant 10s et les placer dans deux portes tubes de la centrifugeuse
diamétralement opposés, centrifuger pendant 10min a une vitesse constante telle que
l'accélération centrifuge soit comprise entre 500 et 800 g (se guider pour cela sur les
indications sur le tableau III.1 des normes) .
Tableau III.1 : Normes utilisées
Grandeurs valeurs
Densité 0.7949<d<0.8000
TVR TVR≤0.750
Salinité S<40 mg/l
BSW <0.5%

Retirer les tubes et noter les volumes de dépôt rassembles au fond de chaque tube a 0.05 ml
prés pour les mesures comprises entre 0.1 et 1ml prés pour les mesures inférieures a 0.1ml
(arrondir les résultats a 0.025ml prés).
Replacer les tubes sur la centrifugeuse, les centrifuger a nouveau pendant 10min à la
même vitesse, les retirer et lire comme précédemment le volume total eau plus sédiment.
III.3 Salinité Brut

III.3.1 Principe
La méthode consiste à extraire les sels contenus dans le brut et le dosage des chlorures
par la méthode de MOHR.
III.3.2 Mode opératoire

On prélève un échantillon de brut de 100 ml au quel on ajoute 100ml d'eau distillée
contenant quelques ppm de démulsifiant (prochinor-chimec), après l'agitation pendant 30 min,
on prélève 20ml de la phase aqueuse dans un petit erlenmeyer. On ajoute quelques gouttes de
bichromate de potassium (Kr2Cr04) et on titre avec du nitrate d'Argent (AgN03) de normalité
0.1 N, jusqu' a l'obtention d'une couleur rouge brique. La salinité est exprimée en mg de NaCl
par litre de brut et donnée par la formule suivante :
S (mg/1) NaCl = 58.45*n*(v-x)* 1000/20 ………………..(III.2)
Avec:
58.45: masse moléculaire de NaCl.
N: normalité de AgN03.
V: volume dépensé de AgN03 en ml.
X: salinité d'eau distillée.
On peut utilisé la formule simplifiée suivante :
S mg/1 (NaCl) = 292.25 (V-X)…………………(III.3)
Cette spécification qui fait l'objet de conditions imposées par l'acheteur au producteur,
varie suivant les bruts car elles dépendent des investisseurs à réaliser par ce dernier pour
satisfaire, or ceux-ci sont en fonction de la nature du brut et de l'emplacement des champs de
production. Le brut venant des champs pétroliers contient beaucoup d'eau et de sel sous forme

d'émulsion stable par rapport au temps de séjour, malgré une séparation primaire dans des
séparateurs biphasiques liquides (eau, huile) et gaz, cette eau et ces sels posent un grand
problème (bouchage, corrosion) au niveau des appareils de ces unité, l'extraction de ces sels
nécessité l'installation de toute une unité de dessalage.
III.4 Tension de vapeur reid (TVR)

III.4.1 Objet
La présente norme décrit une méthode de détermination de la pression de vapeur des
pétroles bruts et des produits pétroliers volatils non Visqueux, pour les quels cette
caractéristique est inférieure a 2000mbar.
III.4.2 Définition
La pression de vapeur «Reid» est la pression exprimée en millibars développée par les
vapeurs, d'un produit pétroliers contenu dans une bombe normalisé, dans des conditions
définies, la température de l'essai étant de 37.8°C et le rapport entre de volume de gaz et celui
du liquide étant d'environ 4 .
III.4.3 Principe [3].

Une bombe de «Reid» contenant le produit à examiner est immergé a 37.8°C est agité
jusqu' a équilibre de pression. La valeur lue sur le manomètre, corrigé si nécessaire, est la
pression de vapeur« Reid».
III.4.3 .1 Préparation de l’essai

- Saturation par l'air de l'échantillon dans son récipient d'origine
- Amener l'échantillon conservé dans son récipient d'origine a une température comprise entre
0°C et 1 °C pour la carburante aviation, au entre 0°C et 4°C pour les produits volatils.
- Le retirer du bain de refroidissement, ouvrir le récipient et vérifier que le volume de liquide
qu'il contient est compris entre 70% et 80%, le refermer hermétiquement, l’agiter
vigoureusement et le replacer dans le bain de refroidissement.
III.4.3 .2 Préparation de la chambre à carburant

Placer le dispositif prévu entre 0°C et 1°C ou entre 0°C et 4°C suivant le produit à
examiner, la chambre à carburant ouverte ainsi que le dispositif de transvasement de
l'échantillon assez longtemps pour qu'il prenne la température convenable.

III.4.3. 3 Préparation de la chambre a air réglage à 37.8

Après avoir purgé et rincé la chambre a air et le manomètre métallique les relie, puis
immerger environ dix minute (10min) la chambre à air dans le bain d'eau maintenu à 37.8 C +
/-0.1°C de manière que son sommet se trouve au moins à 25mm au-dessous du niveau de
l'eau, ceci juste avant de la relier a la chambre à carburant, ne pas retiré la chambre à aire du
bain avant que la chambre à carburant n'ait été garnie de sa prise d'essai .
III.4.3 .4 Transvasement de la prise d'essai

La préparation de l'appareil étant presque terminée, retirer du dispositif de
refroidissement le récipient contenant l’échantillon, le déboucher et y adapter le dispositif de
transvasement.
Placer ensuite la chambre a carburant vide et refroidie de telle sorte que le tuyau
adducteur du dispositif de transvasement pénètre dans sa tubulure. Renverser alors
rapidement tout le système de manière que la chambre a carburant se trouve finalement en
position verticale. Remplir la chambre a carburant jusqu’a quelle déborde, puis la frapper
légèrement pour s'assurer que la prise d'essai exempte de bulles d'air : compléter le
remplissage jusqu’a débordement.
III.4.3 . 5 Montage de l'appareil [3].

Relier la chambre à air munie de son manomètre à la chambre à carburant, effectuer
cette opération en vingt secondes (20s) au plus à partir du moment ou la chambre à carburant
est remplie.
- Introduire l'appareil dans un bain thermostaté ;
- Retourner le sens dessus au dessous de l'appareil assemblé pour permettre à la prise d'essai
contenue dans la chambre à carburant de s'écouler dans la chambre à l'air et agiter
vigoureusement de haut en bas.
III.4.3 .6 Lecture de la pression de la vapeur

Après immersion de l'appareil dans le bain pendant cinq minutes (5min), tapoter
légèrement le manomètre est effectué la lecture. Retirer l'appareil du bain, le renverser l'agiter
vigoureusement et le remplacer dans le bain aussi rapidement que possible pour évité qu'il ne
se refroidisse. Répéter ces opération d'agitation et de lecture du manométrie au moins 5 fois à
des intervalle d'au moins 2 minutes jusqu' a ce que deux lecture consécutives soient constante
à des demi-division prés du manomètre montrant ainsi que l'équilibre est atteint, ces

opérations exigent normalement 20-30 minutes. Lire finalement la pression à des demi-unités
prés de la plus petite graduation du manomètre.
III.5 Analyses effectuées sur le brut

Les résultats des analyses de la densité, salinité, BSW et TVR du brut durant le mois
de Janvier sont résumés sur le tableau III.2 et montrés sur les figures III.1, III-2 et III.3.

Tableau III.2:Variation de densité, salinité, BSW et TVR du brut durant le mois de janvier
[3].
Date Densité Salinité BSW TVR

(mg/l) % (Kg/cm2)
01/01/2012 0.7860 20 Traces 1.350
02/01/2012 0.7880 38 T 1.300
03/01/2012 0.7896 25 T 1.310
04/01/2012 0.7923 18 T 1.320
05/01/2012 0.7875 27 T 1.320
06/01/2012 0.7880 27 T 1.400
07/01/2012 0.7925 28 T 1.380
08/01/2012 0.7922 30 T 1.200
09/01/2012 0.7942 30 T 1.200
10/01/2012 0.7882 30 T 1.240
11/01/2012 0.7916 38 T 1.250
12/01/2012 0.7918 37 T 1.120
13/01/2012 0.7938 40 T 1.150
14/01/2012 0.7804 40 T 1.020
15/01/2012 0.7905 38 T 1.400
16/01/2012 0.7885 37 T 1.250
17/01/2012 0.7827 38 T 1.120
18/01/2012 0.7845 35 T 1.180
19/01/2012 0.7787 36 T 1.240
20/01/2012 0.7767 40 T 1.200
21/01/2012 0.7845 34 T 1.250
22/01/2012 0.7864 36 T 1.190
23/01/2012 0.7875 40 T 1.230
24/01/2012 0.7860 40 T 1.220
25/01/2012 0.7901 36 T 1.170
26/01/2012 0.7913 34 T 1.180
27/01/2012 0.7931 38 T 1.200
28/01/2012 0.7937 34 T 1.130
29/01/2012 0.7930 39 T 1.190
30/01/2012 0.7916 37 T 1.170
31/01/2012 0.7944 33 T 1.180
Moyenne 0.7886 34 T 1.227

III.5.1 Les courbes des analyse
Figure III.1 Variation de densité durant le mois janvier
On observer dans ce mois que la densité variée dans l’intervalle de valeur de brut qui
concerne la spécification commerciaux.
Figure III.2 Variation de salinité durant le mois janvier
La salinité joue un rôle de variée l'efficacité de dessaleur varier en fonction de la

salinité, si elle augmente l'efficacité de dessaleur diminuer en vice-versa.

Figure III.3 Variation de TVR durant le mois janvier
Dans les périodes hivernale on remarque l’augmentation de TVR .parce que l’unité de
stabilisation n’est fonctionner pas bien.

CHAPITRE IV :GENERALITES SUR LOGITIEL HYSIS
CHAPITRE IV :
GENERALITES SUR LOGITIEL
HYSIS

CHAPITRE IV : Généralité sur logiciel HYSYS
IV.1 Introduction
Le simulateur est un outil précieux pour le calcul du procédé, il facilite énormément la
tache de l'ingénieur et lui fait gagner beaucoup du temps.
Les logiciels de simulation sont de plus en plus nombreux et utilisés. Parmi Les
logiciels le plus connus dans le domaine du génie chimique est le logiciel HYSYS PROCESS.
IV.2 Simulation des procédés industriels

La simulation est un outil utilisé dans différents domaines de l’ingénierie et de la
recherche en général, permettant d’analyser le comportement d’un système avant de
l’implémenter et d’optimiser son fonctionnement en testant différentes solutions et différentes
conditions opératoires. Un modèle n’est pas une représentation exacte de la réalité physique,
mais il est seulement apte à restituer les caractéristiques les plus importantes du système
analysé [ 5 ].
Il existe plusieurs types de modèle d’un système physique : allant du modèle de
représentation qui ne s’appuie que sur des relations mathématiques traduisant les grandes
caractéristiques de son fonctionnement, jusqu’au modèle de connaissance complexe issu de
l’écriture des lois physiques régissant les phénomènes mis en jeu. Le choix du type de modèle
dépend principalement des objectifs poursuivis [ 5 ].
Les simulateurs de procédés chimiques utilisés classiquement dans l’industrie
chimique ou parachimique, peuvent être considérés comme des modèles de connaissance. Ils
sont basés sur la résolution de bilans de masse et d’énergie, des équations d’équilibres
thermodynamiques, … et sont à même de fournir l’information de base pour la conception. Ils
sont principalement utilisés pour la conception de nouveaux procédés (dimensionnement
d’appareil, analyse du fonctionnement pour différentes conditions opératoires, optimisation),
pour l’optimisation de procédés existants et l’évaluation de changements effectués sur les
conditions opératoires.
Ces simulateurs disposent tous d’une base de données thermodynamiques contenant
les propriétés des corps purs (masse molaire, température d’ébullition sous conditions
normales, paramètres des lois de tension de vapeur, …). Cette base de données est enrichie

d’un ensemble de modèles thermodynamiques permettant d’estimer les propriétés des

mélanges [ 5].
Tout simulateur industriel de procédés chimiques est organisé autour des modules
suivants :
• Une base de données des corps purs et un ensemble de méthodes pour estimer les propriétés
des mélanges appelés aussi modèles thermodynamiques.
• Un schéma de procédé permettant de décrire les liaisons entre les différentes opérations
unitaires constituant l’unité PFD (Process Flow Diagram).
• Des modules de calcul des différentes opérations unitaires contenant les équations relatives à
leur fonctionnement : réacteur chimique, colonne de distillation, colonne de séparation,
échangeurs de chaleur, pertes de charges, etc.
• Un ensemble de méthodes numériques de résolution des équations des modèles[ ].
IV.3 Simulations statique et dynamique

Il y a deux modes de fonctionnement dans un simulateur : statique (ou stationnaire) et
dynamique (transitoire). Les simulateurs statiques résolvent des équations statiques qui
traduisent le fonctionnement en régime permanent (à l’équilibre), tandis que les simulateurs
dynamiques permettent d’évaluer l’évolution des variables dans le temps à partir de la
résolution de systèmes d’équations différentielles. Les simulateurs commerciaux les plus
connus sont Aspen Plus (Aspen Technologies), Design II (de WinSim), HYSYS (Hyprotech),
PRO/II (Simulation Sciences), PROSIM et CHEMCAD [5].
IV.4 Introduction sur le simulateur de calcul « HYSYS »

« HYSYS » est un simulateur de calcul, c’est un produit qui continuellement élargit
les limites du process en engineering software. « HYSYS » permet de créer des modèles
rigoureux statique et dynamique pour le design des unités.
A travers ses interfaces on a la possibilité de manipuler facilement les variables
process. Le rôle de la simulation est d’améliorer la compréhension du process pour permettre
de prendre les meilleures décisions, les solutions apportées ont été et restent des simulations
interactives. Ces dernières n’ont pas seulement prouvé de faire l’utilisation la plus efficace de
la simulation mais de construire un modèle interactif avec des résultats immédiats.

Dans notre cas nous allons utiliser la simulation (cas hiver) pour vérifier les
paramètres de marche design des colonnes de la section «séparation », nous utiliserons
également la simulation HYSYS pour vérifier les paramètres de marche des cas actuels.
Enfin nous essayerons de comparer et vérifier les résultats simulés pour obtenir les normes
commerciales (spécifique) .le plus important dans notre cas c’est la TVR.
IV.5 Concepts et Caractéristiques du simulateur HYSYS

HYSYS est un simulateur de conception orientée-objets. Tout changement spécifié sur
un élément est répercuté dans tout le modèle. Dans ce qui suit, on définit les principaux
concepts de base et vocabulaires associés, qui sont utilisés pendant les étapes de construction
d’un modèle dans le simulateur HYSYS [5]:
• « Fluid Package » : il permet de définir les composants chimiques présents dans le procédé
simulé et leurs affecte les propriétés chimiques et physiques contenues dans la base de
données des corps purs. Il permet aussi de définir les modèles thermodynamiques qui seront
utilisés pour le calcul des propriétés des mélanges et de définir les cinétiques des réactions
chimiques mises en jeu dans le procédé [5].
• « Process Flow Diagram » : ce diagramme permet de visualiser les courants et les
opérations unitaires, représentées par des symboles dans le « Flowsheet », ainsi que la
connectivité entre les courants, les opérations unitaires et les tableaux des propriétés des
courants [5].
• « Workbook » : il permet d’avoir accès à l’information sur les courants et les opérations
unitaires sous forme de tableau de données [5].
• « Desktop »: c’est l’espace principal de HYSYS pour visualiser les fenêtres lors de la
conception [5].
• « Property view » : il contient l’information décrivant un objet (opération ou courant)
• « Simulation Case » (fichier de simulation) : c’est l’ensemble des « Fluid Packages »,
« Flowsheets » et « Flowsheet Elements » qui constituent le modèle.
La figure V.1 illustre un exemple de flowsheet modélisé.

Figure IV.1 Exemple de Flow sheet dans HYSYS
Cette partie décrit brièvement les caractéristiques importantes qui font de HYSYS une
plateforme de simulation et de développement très puissant. Toutes les applications
nécessaires sont utilisées dans un environnement de simulation commun (The Integrated
Engineering Environment).
Il intègre la possibilité d’une modélisation dans un état stable ou stationnaire et en régime
dynamique : la modélisation dans un état stable et l’optimisation étant utilisées lors de la
conception des procédés ; la simulation en régime dynamique étant réservée aux études de
contrôlabilité de procédés et au développement de stratégies de contrôle.
HYSYS contient un Internal Macro Engine qui supporte la même syntaxe que Microsoft
Visual Basic. On peut automatiser différentes tâches dans HYSYS sans avoir besoin d’un
autre programme.
Voici quelques caractéristiques de HYSYS sur la manière dont sont réalisés les calculs :

Gestion des événements (Event Driven): HYSYS combine le calcul interactif (les calculs sont
exécutés automatiquement chaque fois que l’on fournit une nouvelle information) avec un
accès instantané à l’information (à tout moment on peut avoir accès à l’information depuis
n’importe quel environnement de simulation [5].
Gestion intelligente de l’information (Built-in Intelligence): Les calculs des propriétés
thermodynamiques s’effectuent instantanément et automatiquement dès qu’une nouvelle
information est disponible [5].
Opérations Modulaires: Chaque courant ou unité d’opération peut réaliser tous les calculs
nécessaires, en utilisant l’information soit indiquée dans l’opération ou communiquée depuis
un courant. L’information est transmise dans les deux directions à travers les Flowsheets.
IV.6 Les modèles thermodynamique de HYSYS

IV.6.1 Les équations d`état
Les modèles basés sur les équations d’état (PR, SRK,…etc.) : sont souvent utilisés
pour le calcul des systèmes d’hydrocarbures et des systèmes presque idéaux. Leurs avantages
par rapport aux autres modèles résident dans le fait de l’utilisation des coefficients
d’interaction binaire [6].
En générale les équations d’état permettent de calculer l’ensemble des propriétés tel
que, le facteur de compressibilité, le volume molaire, la masse volumique, l’enthalpie
résiduelle, l’énergie libre résiduelle, le coefficient de fugacité, la constante d`équilibre et
l’ensemble des dérivées de ces propriétés par rapport à la température et aux fractions
molaires [6].
• Equation d`état de REDLICH-KWONG (RK)

Considérée comme la plus simple des équations d`état, elle est très utilisée pour prédire l`état
de la phase vapeur [ 7 ].
Avec :

• L`équation cubique en Z (coefficient de compressibilité) s`écrit

Z3 – Z2 + Z (A – B – B2) – AB = 0
Avec :
• L’équation du coefficient de fugacité de constituant pur s’écrit
Pour le mélange :
Fugacité du constituant i dans le mélange en phase vapeur.

Enthalpie résiduelle du mélange :
• Equation d`état de SOAVE-REDLICH-KWONG (SRK) [7].

Cette équation modifiée de REDLICH-KWONG est utilisée dans le calcul des
constantes Ki et de l`enthalpie[9].
A = A`[1 +(0.480 + 1.574ω - 0.176ω²)(1-Tr0.5)]²
• L’équation du coefficient de fugacité de constituant pur s’écrit
Pour le mélange :
b = ∑ Zᵢ bᵢ
Zᵢ = xᵢ ou yᵢ

• La fugacité du constituant i dans le mélange en phase vapeur
• Equation de PENG-ROBINSON (PR) [7].

Elle est similaire à celle de SOAVE-REDLICH-KWONG et très recommandée pour
le traitement du gaz, notamment au voisinage du point critique[7].
• L`équation cubique en Z (coefficient de compressibilité) s`écrit

Z3 – (1 – B) Z2 + Z (A – 3B – 2B) – (AB – B2 – B3) = 0
, ,
• L’expression du coefficient de fugacité de constituant pur s`écrit
a = ∑ᵢ∑j Zᵢ Zj aᵢ j
b = ∑ Zᵢ bᵢ

Zᵢ = xᵢ ou yᵢ
• La fugacité du constituant i dans le mélange en phase vapeur
Le modèle thermodynamique utilisé pour notre travail est basé sur l’équation de Peng-
Robinson, ce dernier est le plus recommandé pour le domaine de gaz et de brut [4].
• Le coefficient d`activité dans une solution liquide peut s’écrire[6].

IV.6.2 Equilibre Liquide-Vapeur [6].

On trouve dans le tableau V.1 les équations du comportement liquide -vapeur
Tableau IV.1 Equations du comportement liquide-vapeur [6]
Les fugacités partielles des constituants i à T et P du mélange doivent être égales dans les
deux phases :
Ces variables s’expriment généralement en fonction du coefficient de fugacité (ᵢ) pour la

phase vapeur et en fonction du coefficient d’activité (ᵢ) pour la phase liquide :
Le coefficient d’équilibre du constituant est défini par le rapport de sa fraction molaire en

phase gazeuse à sa fraction molaire en phase liquide :
Soit :
Par ailleurs on sait que,

ᵢᵢ = ᵢᵢ (T ,P,y ,Θᵢ)
yᵢ = ᵢᵢ (T ,P,x ,Θᵢ)
d’où Kᵢ = f (T, P, x, y, Θ)
En générale, le tableau suivant résume les approximations qui peuvent représenter les
comportements possibles pour la phase vapeur et pour la phase liquide.
IV.7 Choix du modèle thermodynamique

Le modèle thermodynamique est composé par une série d'équations développées dans
l'objectif de décrire le comportement d'un système en évolution (opération unitaire :
séparation de phases, fractionnement de composants, compression, détente, échange de
chaleur ...etc,), ce sont des équations de conservation de masse, d'énergie et de quantités de
mouvement , ces équations peuvent être algébrique ou différentielles [ 4 ].
Le développement de l'informatique dans le domaine de simulation nous permet de
résoudre le problème de calcul manuel long, en utilisant comme outil les logiciels de
simulation [ 4 ].
Le simulateur peut être utilisé lors de la conception d'un procédé industriel afin de :
*Etablir les bilans de matière et d'énergie ;
* Dimensionner les équipements de ce procédé ; Ou bien dans le suivi des procédés déjà
existants afin de :
* Réajuster les paramètres de fonctionnement dans le cas de changement de composition de
l'alimentation ou les conditions de fonctionnement d'un certain équipement ;
* Déterminer les performances des équipements
Les logiciels de simulation donnent accès à un panel de modèles thermodynamiques
pour les unités de séparation de pétrole brut, permettant de calculer les coefficients d'équilibre
liquide-vapeur, les valeurs d'enthalpies et d'entropie, ainsi que les propriétés
thermodynamiques adéquates.
Nous avons utilisé un modèle basé sur les équations d'états (Peng Robinson) qui est le
plus utilisé pour mélanges d'hydrocarbures.
IV.8 Les modèles mathématiques de différents appareils

Les modèles que nous allons décrire seront des modèles à description macroscopique,
c’est-à-ire qu’ils ne nécessitent pas la connaissance locale des variables. Dans les bilans, les
variables d’état du système ont pour valeurs les moyennes correspondant à l’ensemble du
volume de ce système. Dans les modèles examinés ci-après, on supposera que les grandeurs
caractérisant les flux d’entrée sont connues : elles ne seront pas considérées comme variables.
La modélisation d’un système fait appel à des équations de bilans et à des équations propres à
l’unité opératoire : les équations de simulation. Pour un système à N constituants, ces bilans
s’écrivent [ 6]:

- N équations de bilan de matière (débits molaires partiels);

- une équation de bilan énergétique (flux enthalpiques);
- une équation de bilan d’impulsion (pression).
Soit, au total, (N+2) équations de bilans. D’autre part, un certain nombre de variables
caractérisent l’état du système. La différence entre le nombre de variables du système et
le nombre total d’équations est égal au nombre de degré de liberté du système. Il est alors
nécessaire d’imposer la valeur d’autant de variables qu’il y a de degrés de liberté : ce sont les
spécifications du système[ 6 ].
IV.8 .1 Le mélangeur
On réalise le mélange de plusieurs flux à n constituants. Il n’y a pas de changement de
phase dans le mélangeur.
Température T (K) du flux de sortie 1
Pression P (bar) idem 1
Débit molaire F (kmol/s) idem 1
Fractions molaires xi (-) idem n
Total n+3
Bilan de matière F.xi = F1.x1+F2.xi2 n
Bilan thermique (enthalpique) F.H(T.P. xi) = F2.H2(T2.P2. xi2) + 1
F1.H1(T1.P1.xi1)
Bilan d’impulsion remplacé par P = min (P1,P2) 1

Normation (fractions molaires) 1
Total n+3
Nombre de degré de liberté = (n+3) variables - (n+3) équations = 0
Il n’y a pas de degré de liberté pour le mélangeur si nous connaissons tous les flux
entrant dans le mélangeur, c’est-à-dire : la température Tk , la pression Pk , les débits molaires
totaux Fk et les fractions molaires partielles xik de chacun des flux d’entrée [ 6 ].
IV.8 .2 La vanne de détente
On réalise la détente d’un flux à n constituants dans une vanne. Il n’y a pas de changement de
phase dans la vanne et la détente se fait de manière adiabatique.
Température de sortie T2 (K) 1
Pression de sortie P2 (bar) 1
Débits molaires totaux des flux sortants F2 (kmol/s) 1
Fractions molaires des flux sortants xi2 (-) n
Total n+3
Bilan de matière (débits molaires partiels) F2.xi2 = F1.xi1 n n
Bilan de matière (débits molaires totaux) F2 = F1 1
Bilan thermique F2.H2(T2,P2,xi2) = 1

F1.H1(T1,P1,xi1)

Total n+2
Nombre de degré de liberté = (n+3) variables - (n+2) équations = 1

Nous disposons encore d’un degré de liberté, nous devons donc imposer au système une
spécification : le taux de détente par l’intermédiaire de la pression de sortie P2 ou du rapport
dela pression de sortie à celle de l’entrée P2/P1.
IV.8 .3 Le séparateur liquide - vapeur

On réalise la séparation des phases vapeur et liquide d’un flux à n constituants. L’alimentation
est complètement fixée.
Température T (K) 1
pression P (bar) 1
Débit molaire liquide L (kmol/s) 1
Débit molaire vapeur V (kmol/s) 1
Fractions molaires liquide et vapeur xi, yi (-) 2n
Enthalpie transférée Q (kW) 1
Total 2n+5
Bilan de matière F.zi = L.xi + V.yi n n
Bilan thermique F.HF= V.HV(T,P,yi) + 1

L.HL(T,P,xi) + Q 1
Normation (vapeur) 1

Normation (liquide) 1
Equilibre liquide-vapeur yi = xi.Ki(T,P,xi,yi) n n
Total 2n+3
Nombre de degré de liberté = (2n+5) variables - (2n+3) équations = 2

Nous disposons encore de deux degrés de liberté, nous devons donc imposer au système deux
spécifications : par exemple, la pression et la température dans le séparateur
(équilibre à P et T fixés : EPT) ou la pression et la fraction vaporisée (EPA) ou la température
et la fraction vaporisée (ETA) ou encore la pression et la chaleur transférée.

CHAPITRE V : PARTIE CALCULE SIMULATION
Chapitre V : Partie calcule simulation

V.1Introduction
Dans ce chapitre les résultats de simulation de l’unité décrite au chapitre précédant
seront présentés et interprétés. Ces résultats sont obtenus par le logiciel HYSYS à partir des
données relatives à la charge du brut.
V.2 Données de base du brut d’alimentation d’unités
Le tableau IV.1 donne quelques paramètres spécifiques des puits producteurs LDHP, selon
lesderniers tests effectués sur ces puits. La charge du brut qui alimente l’unité.
Les conduites arrivées sont de pressions et températures différentes,
Le tableau suivant donne les pressions et les températures de quelques lignes qui entre dans
les manifolds CIS.
Tableau V.1: Paramètres spécifiques des puits producteurs[8].
SATELLITE / Pression Température

№ DE LIGNE LIGNE VERS
PUIT (bars) (C°)
1 W1C DESSALEUR 11 35
3 EDS LDBP 14 30
4 WIA DESSALEUR 10.5 40
5 WIC DESSALEUR 11 35
6 WAP LDBP 13 37
8 E2C LDBP 13 31
eme
9 W2P 2 ETAGE 7 30
10 S1A LDHP 30 37
12 S1A LDHP 30 31
13 E1A LDBP 13 30
14 W2A LDHP 30 27
15 SIP LDHP 30 35
16 S1A SUD LDHP 31 29
17 S1A 2eme ETAGE 8 34
18 CDTS/C LDBP 10.5 26
19 E2A 2eme ETAGE 8 34
20 E1C 2eme ETAGE 8 37
21 E1C 2eme ETAGE 8.5 33
eme
22 E1C 2 ETAGE 8.5 33
23 E1P LDHP 30 33
25 N2P SUD LDHP 31 30

Le brut LDHP du puits possède une quantité d’eau, une salinité d’huile et d’eau très élevée
par rapport aux autres puits.
V.2.1 Composition de la charge
Le tableau suivant représente la composition molaire de l’effluent du ligne LDHP, séparé
d’eau.
Notons que l’analyse de cet effluent est effectuée par le CRD le 01/05/2012.
Tableau V.2 composition de brut LDHP[8] .
COMPOSITION Composition chromatographique LDHP

N2 0.342
CO2 0.528
C1 11.545
C2 9.428
C3 9.946
iC4 1.772
nC4 7.263
iC5 2.644
nC5 6.449
C6 7.237
C7 7.864
C8 5.376
C9 5.372
C10 4.782
C11 3.687
C12 15.765
Masse molaire (g/mole) 102.43
Masse molaire C12+ (g/mole) 275
Densité C12 0.792

Figure VI.1 simulation d’unité de traitement

TableauV.3 Ballon de séparation FA1101
séparation Composition du liquide et de la vapeur en fraction

FA1101 molaire
Densité du L-S 694.7 Constituants Phase liquide Phase vapeur
(kg/m3)
Masse moléculaire du 112.5 Eau (H2O) 0.000271 0.002009
L-S (g/mol)
TVR L-S (bar) 4.27 Azote (N2) 0.000179 0.01463
Température (°C) 14.84 Dioxyde de Carbone 0.00318 0.024831
(CO2)
Pression (bar) 11 Méthane (C1) 0.02507 0.556024
Niveau du liquide (%) 50 Ethane (C2) 0.071162 0.26631
Volume (m3) 17 Propane (C3) 0.099306 0.097784
Diamètre (m) 1.85 i-Butane (C4) 0.019184 0.007119
Longueur (m) 6.1 n-Butane (C4) 0.080739 0.020996
Boot diamètre(m) 0.6167 i-Pentane C5) 0.029644 0.002927
Boot hauteur (m) 2.033 n-Pentane(C5) 0.072091 0.005241
Débit entrant 842.8 Hexane (C6) 0.085447 0.001809
(Kmole/h)
Débit de vapeur 36.14 Heptane (C7) 0.093861 0.000602
(Kmole/h)
Débit de liquide 576.4 Octane (C8) 0.064273 0.000125
(Kmole/h)
Débit d'eau 230.3 Nonane (C9) 0.064220 0.000040
(Kmole/h)
Décane (C10) 0.057631 0.000012
Undécane (C11) 0.043923 0.000003
Dodécane (C12) + 0.189837 0.000005
Total 1.0000 1.0000

Tableau V.4 Spécifications de l’huile sortie de séparateurFA1101
Valeur de régime Composition chimique en fraction molaire

statique
Densité (kg/m3) 694.7 Constituants Régime statique
Masse moléculaire 127.4 Eau (H2O) 0.000271
(g/mol)
TVR (bar) 4.274 Azote (N2) 0.000197
Température (°C) 13.88 Dioxyde de Carbone 0.003180
(CO2)
Pression (bar) 8 Méthane (C1) 0.025070
Le Débit (m3/h) 85.33 Ethane (C2) 0.071162
Le Débit (kg/h) 5.762.104 Propane (C3) 0.099306
Le Débit (Kmole/h) 576.4 i-Butane (C4) 0.019184
Enthalpie molaire -2.264.105 n-Butane (C4) 0.080739
[kcal/kgmole]
Entropie molaire 149.1 i-Pentane C5) 0.029644
[kJ/kgmole C]
Flux de chaleur [kJ/h] -1.305.108 n-Pentane(C5) 0.072091
Taux de vaporisation 0.0000 Hexane (C6) 0.085447
Heptane (C7) 0.093861
Octane (C8) 0.064237
Nonane (C9) 0.064220
Décane (C10) 0.057631
Undécane (C11) 0.043923
Dodécane (C12) + 0.189837
Total 1.0000


statique
(g/mol)
TVR (bar) - Azote (N2) 0.014163
(CO2)
Le Débit (S m3/h) 854.4 Ethane (C2) 0.266310
Le Débit (kg/h) 911.6 Propane (C3) 0.097784
Enthalpie molaire -3598 n-Butane (C4) 0.020996
[kcal/kgmole]
[kJ/kgmole C]
Heptane (C7) 0.001809
Octane (C8) 0.000602
Nonane (C9) 0.000040
Décane (C10) 0.000012
Undécane (C11) 0.000003
Dodécane (C12) + 0.000005
Total 1.0000


FA102 molaire
Densité du L-S 702 Constituants Phase liquide Phase vapeur
(kg/m3)
L-S (g/mol)
TVR L-S (bar) 3.248 Azote (N2) 0.000351 0.036356
(CO2)
Pression (bar) 5.6 Méthane (C1) 0.015469 0.488756
Volume (m3) 17 Propane (C3) 0.085964 0.115108
Longueur (m) 6.1 n-Butane (C4) 0.080415 0.027829
Boot diamètre(m) 0.6167 i-Pentane C5) 0.028822 0.003722
Boot hauteur (m) 2.033 n-Pentane(C5) 0.067326 0.006373
(Kmole/h)
(Kmole/h)
(Kmole/h)
Débit d'eau 2.065 Nonane (C9) 0.069537 0.000052
(Kmole/h)
Décane (C10) 0.062438 0.000015
Undécane (C11) 0.047379 0.000004
Dodécane (C12) + 0.211525 0.000006
Total 1.0000 1.0000

Tableau V.7 Spécifications de l'huile sortie de séparateurFA1102

statique
Densité (kg/m3) 702 Constituants Régime statique
(g/mol)
TVR (bar) 3.248 Azote (N2) 0.000351
(CO2)
Pression (bar) 5.6 Méthane (C1) 0.015469
Le Débit (m3/h) 140.7 Ethane (C2) 0.054265
Enthalpie molaire -2242 n-Butane (C4) 0.080415
[kcal/kgmole]
[kJ/kgmole C]
Heptane (C7) 0.100262
Octane (C8) 0.069258
Nonane (C9) 0.069537
Décane (C10) 0.062438
Undécane (C11) 0.047379
Dodécane (C12) + 0.211525
Total 1.0000


statique
(g/mol)
TVR (bar) - Azote (N2) 0.036356
(CO2)
Le Débit (S m3/h) 85.33 Ethane (C2) 0.282035
[kcal/kgmole]
[kJ/kgmole C]
Heptane (C7) 0.000802
Octane (C8) 0.000165
Nonane (C9) 0.000052
Décane (C10) 0.000015
Undécane (C11) 0.000004
Dodécane (C12) + 0.000006
Total 1.0000

TableauV.9 Ballon de séparation FA1103

FA1103 molaire
Densité du L-S 723.7 Constituants Phase liquide Phase vapeur
(kg/m3)
L-S (g/mol)
TVR L-S (bar) 0.6 Azote (N2) 0.000002 0.002193
(CO2)
Pression (bar) 3.6 Méthane (C1) 0.000350 0.095435
Volume (m3) 28.15 Propane (C3) 0.038746 0.335716
Longueur (m) 14 n-Butane (C4) 0.069625 0.137489
i-Pentane C5) 0.030400 0.020472
n-Pentane(C5) 0.073432 0.035032
(Kmole/h)
(Kmole/h)
(Kmole/h)
Nonane (C9) 0.082648 0.000193
Décane (C10) 0.074233 0.000050
Undécane (C11) 0.056335 0.000010
Dodécane (C12) + 0.251513 0.000015
Total 1.0000 1.0000

Tableau V.10 Spécifications de l’huile produite par l’unité :

statique
(g/mol)
TVR (bar) 2.32 Azote (N2) 0.000002
(CO2)
Le Débit (m3/h) 128 Ethane (C2) 0.007865
[kcal/kgmole]
[kJ/kgmole C]
Heptane (C7) 0.0118508
Octane (C8) 0.082222
Nonane (C9) 0.082648
Décane (C10) 0.074233
Undécane (C11) 0.056335
Dodécane (C12) + 0.251513
Total 1.0000

Tableau V.11 Spécifications du gaz sortie de séparateurFA1103 :

statique
(g/mol)
TVR (bar) - Azote (N2) 0.002193
(CO2)
Le Débit (S m3/h) 3447 Ethane (C2) 0.299687
Le Débit (kg/h) 6124 Propane (C3) 0.335716
[kcal/kgmole]
[kJ/kgmole C]
Heptane (C7) 0.003756
Octane (C8) 0.000686
Nonane (C9) 0.000193
Décane (C10) 0.000050
Undécane (C11) 0.000010
Dodécane (C12) + 0.000015
Total 1.0000

Tableau IV.12 Les vannes de détente
Vanne Perte de charge Pression a l’entré Pression a La sortie

∆P(bar) (bar) (bar)
VLV-1 14 28 14
VLV-2 1.2 8 6.8
VLV-3 1.2 6.8 5.6
VLV-3 2 5.6 3.6
V.2.2 Interprétation des résultats

La densité d’huile: On remarque que la densité augmente progressivement dans
chaqueétage de séparation. L’augmentation de la densité entre le 1er (tableau IV.3) et le
2emeétage de séparation (tableau IV.4) est de 7,3. Par contre elle est de 21,7 entre le 2eme et
le3eme étage (tableau IV.5). Ceci montre qu’une nette amélioration de la densité est
constatéedans ces 3 étages de séparation.
La masse moléculaire d’huile: La masse moléculaire de l’huile augmente dans

chaqueséparateur parce qu’elle est liée à la composition chimique du liquide. La masse
moléculairede l’huile sortante du ballon FA-1103 atteint la valeur de 127.23 g/mol. Toute fois
cette valeurreste inférieure à celle du brut de Hassi Messaoud (191 g/mol) [5]. Ce qui montre
que l’huileobtenue est une huile légère qui peut être considérée comme condensat.
La tension de vapeur Reid (TVR) d’huile: La tension de vapeur TVR diminue d’un
séparateur à un autre. Ce qui explique une amélioration dans la séparation. Rappelons
qu’une faible valeur de la TVR indique une stabilité du liquide qui contient peu d’éléments
volatiles. D’après les résultats trouvés, le meilleure TVR de l’huile sortante du ballon
FA-1103 (2320 g/ cm2)

La production : La production du gaz associé est du brut traité sont

105281.52 m3/jour
Le dimensionnement : les dimensions des séparateurs (FA-1101), (FA-1102) et
(FA-1103) sont très grandes. A titre d’exemple le calcul donne pour le séparateur FA-101
unvolume de 17m3, une longueur de 6.1m et un diamètre interne de 1.85 m. Cesdimensions
existent en pratique.
La perte de charge : les pertes de charge des vannes de détente sont en générale dans
l’ordre de grandeur de la réalité industrielle.
La quantité d’eau évacuée : La quantité d’eau évacuée dans le séparateur

FA-1101est de16.66 m3/h. Presque toute la totalité d’eau entrant dans l’unité est évacuée par
le FA-101. Lereste d’eau est éliminé dans les FA-1102 et FA-1103. Le gaz sortant de l’unité
contient un destraces d’eau, doit subir un séchage dans l’unité de traitement du gaz de CIS.

CONCLUSION
Le complexe de CIS de Traitement d’huile joue un rôle primordial dans le développement

de l’économie du pays, actuellement comme de l’industrie mondiale
Ce travail, qui a été effectué en sa totale intégrité, au complexe industriels sud
HASSI MESOUD, plus exactement l’unité de traitement d’huile,.
Mon séjour au centre de traitement CIS d'HASSI MESOUD, m’a permis
d’approfondir mes connaissances et d’exploité les différentes théories que j’ai acquise
durant ma formation universitaire et de les appliquer sur le terrain, cela m’a permis aussi
de voir de plus près les différents équipements et machines constituant le procédé de
traitement du pétrole à savoir : les séparateurs, les fours, les échangeurs, les dessaleurs, les
pompes, les compresseurs……….
L’analyse des unités de séparation des différentes charges d’huile d’eau contenues dans le
brut des satillette nous a permis de proposer un nouvelle installation de l’unités similaires
pour le traitement et la séparation du brut LDHP. La nouvelle installation d’unité
préconisée a étudiée par le logiciel commercial dénommé HYSYS.
Dans notre étude on propose une nouvelle installation de ligne de brut LDHP pour
obtenir un bon résultat de TVR.
Malgré la nouvelle idée de l’amélioration dela TVR de pétrole brut mais elle n’est pas
donnée les résultats demandé. On propose installer un échangeur de chaleur pour
l’amélioration de qualité de brut et obtenir un bon résultat de TVR.

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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

FACULTE DES SCIENCES ET DE LA TECHNOLOGIE

Mémoire de Fin d'Étude en Vue de l'Obtention du Diplôme de Master

MIMOUNE Anter et SAADA Zakaria

Promotion Juin 2012

Nous adressons également nos remerciements, à tous nosenseignants du département

A tous les membres de nos familles.

A tous les membres de nos familles.

Chapitre I : Présentation du service traitement sud 5

I.2 Séparation à froid 6

I.2.a Séparation LDHP2 6

I.2.b Séparation LDBP 9

I.2.c Séparation 2ème Etage 9

I.2.d Séparation 3ème Etage 9

I.2.e Séparation 4ème Etage (RD) 10

I.2.f Stockage et Pomperie d’expédition 11

I.2.f.a Stockage Des Produits Finis (SPF 11

I.3 Séparation par champs hydrostatique (Unité de dessalage) 14

I.4 Séparation à chaud (fractionnement) 17

I.4.a Unité de Stabilisation 17

I.4.b Unité de Topping (RHM1) 19

I.4.c Unité de fractionnement des condensats (UFC) 21

I.4.c.1 Circuit Du Gasoil (Fluide Caloporteur) 22

I.5.1 Centrale d’air 23

I.5.2 L’eau de service 24

II.2.a Objectifs de la séparation 26

II.2.b Principes Physique utilisés dans la Séparation 26

II.2.c Effet de l'inertie 26

II. 3 Constitution générale des Séparateurs 27

II. 3.1 Définition d’un séparateur 27

II.3.1.a Constitution des séparateurs 28

II.3.1.b Section de séparation initiale 28

II.3.1.c Section de séparation secondaire 28

II.3.1.d Section de sédimentation 28

II. 3.1.e Section d'extraction 28

II. 3 .1.f Section de collecte 29

II.4 Les Types de séparateurs 29

II.4.1 Séparateur vertical 29

II.4.2 Séparateur horizontal 31

II.4.3 Séparateur Sphérique 32

II.5 Equipements dans un Séparateur 34

II.5.a Organes de contrôle 34

II.5.b Organes de commande 34

II.5.c Soupapes de sécurité 34

II.5.d Plaque d'éclatement 34

II.5.e Organes d'entretien 34

II.6.1 Pression de séparation (pression de service) 35

II.6.2 Température de séparation 35

CHAPITRE III : ANALYSES CHIMIQUES

III .2.1 Objet et domaine d'application 37

III.2.3.2 Tube de centrifugation 38

III.2.4 Mode opératoire 38

III.3 Salinité Brut 39

III.3.2 Mode opératoire 39

III.4 Tension de vapeur reid (TVR) 40

III.4.3.1 Préparation de l’essai 40

III.4.3 .2 Préparation de la chambre à carburant 40

III.4.3.3 Préparation de la chambre a air réglage à 37.8 41