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Encadreur:
Juillet 2019
Remerciements
En premier lieu, nous tenons à remercier le bon Dieu pour avoir usé de sa bonté afin de nous donner
le courage, la volonté, la force, la patience ainsi que les idées percutantes pour accomplir ce travail.
Nos sincères gratitudes s’adressent à notre encadreur Dr. KSOURI Rabah pour son suivi durant la
période de préparation de ce travail, son aide, précieux conseils, ses remarques pertinentes et surtout
pour son caractère laborieux qui nous a été de grande utilité en matière de motivation et de respect
des délais.
Nous tenons à remercier tous les enseignants du département de Génie des Procédés qui nous ont
aidé par le fruit de leur connaissance pendant toute la durée de notre cursus.
Nos vifs remerciements à tous ceux qui nous ont soutenu de près ou de loin dans nos études.
I
Dédicaces
Nous dédions ce mémoire à la femme la plus chère à mes yeux, ma mère OKO Nono Viviane, la
femme qui grâce à elle et ses prières je suis ce que je suis aujoud’hui et que nulle dédice ne puisse
exprimer le profond sentiment que j’éprouve à son égard.
A ma grand-mère IPONGO Henriette, à qui revient une pluie de dédicaces resultant du travail
accompli de ce mémoire , et à mon père Joseph MONGBENDE pour m’avoir incarné un caractère
hors du commun semblable au sien.
Nous dédions également ce memoire à ma chère mère KOUYELE Bernadette la femme la plus
importante de ma vie celle qui m’a donné la vie grâce à la volonté de DIEU.
Cette dédicace s’adresse également à mon paternel le nommé MOUANDA Paul pour le soutien
multiforme qu’il m’accordé depuis ma naissance jusqu’aujourd’hui; nous ne pouvons finir sans pour
au tant citer le nom de mon grand frère le Dr Alain MOUNKENI pour son aide incondionnelle tout
au long de mon cursus universitaire.
II
Résumé :
Ce travail consiste en premier lieu à maîtriser l’un des outils puissants de simulation des procédés
utilisé à l’heure actuelle dans les industries des procédés en l’occurrence Aspen Plus.
En deuxième lieu, faire une conception puis une simulation d’une colonne de distillation du pétrole
brut dans un environnement de simulation statique, ensuite entamer une brève introduction de la
simulation dynamique permettant d’assurer le contrôle de la colonne et enfin terminer par une étude
de comparaison des résultats obtenus avec ceux de la réalité industrielle en ce qui concerne les débits
et qualités des produits ( ASTM D86-95 et Gap ) jugeant le choix des données de conception de la
colonne à savoir: le nombre de plateaux, la géométrie des internes, la hauteur et le diamètre de la
colonne ainsi que les matériaux de construction, etc.
Abstract
First of all, the main goal of this cutting-edge work entails to master one of the powerful and
groundbreaking process simulation tools currently used within process industries namely Aspen Plus.
Secondly to perform a design followed by a simulation of crude oil distillation column through an
environment of steady-state simulation, then bring in a brief introduction of dynamic simulation
allowing to perform column control. And al last ending by a comparison study of obtained results
with those of real-life industry regarding flowrates and products’ quality ( ASTM D86-95, Gap) in
order to judge our choice over design input data of the column such as : Number of stages, tray
geometry, column height and diameter, construction material, etc.
III
LISTE DES TABLEAUX
IV
LISTE DES FIGURES
V
NOMENCLATURE
VI
Symboles
VII
SOMMAIRE
Introduction...................................................................................................................................... 1
VIII
III.2.4.1 Plateaux théoriques...........................................….......................................... 23
III.2.4.2 Efficacité locale.............................................................................................. 23
III.2.4.3 Efficacité de Murphrée................................................................................... 24
III.2.4.4 Efficacité globale............................................................................................ 24
III.2.5 Domaine de fonctionnement de la colonne............................................................. 24
III.3 Corps distribués et corps non distribués............................................................................. 25
III.4 Bilans globaux de la colonne.............................................................................................. 25
3.4.1 Bilan par le model de transfert................................................................................... 25
3.4.2 Bilan par la méthode générale.................................................................................... 26
III.5 Condenseurs intermédiaires et strippers latéraux............................................................... 26
III.6 Approche de la pression et de la température..................................................................... 27
III.7 Contrôle de la colonne atmosphérique................................................................................ 28
III.8 Conception d’un schéma de séparation.............................................................................. 29
III.8.1 Règles heuristiques.................................................................................................. 29
III.8.2 Théorie de Tedder et Rudd....................................................................................... 29
III.9 Fractionnement.................................................................................................................... 31
III.9.1 Qualité de fractionnemnt.......................................................................................... 31
III.9.2 Concept de Packie.................................................................................................... 32
III.9.3 Points de coupe typiques des produits du topping................................................... 33
III.9.4 Fractionnement du naphta total................................................................................ 33
III.10 Diagramme TQ................................................................................................................. 35
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping..................................................................... 36
IV.1 Technologie interne............................................................................................................. 36
IV.1.1 Plateaux à courants croisés....................................................................................... 36
IV.1.2 Plateaux à contre-courants........................................................................................ 40
IV.2 Matériaux de construction................................................................................................... 40
IV.3 Hydrodynamique des colonnes à plateaux.......................................................................... 41
IV.3.1 Régimes d’écoulements............................................................................................ 41
IV.3.2 Caractéristiques géométriques et agencement des plateaux..................................... 41
IV.3.3 Autres grandeurs et corrélations intervenant dans le dimensionnement d’un
plateau....................................................................................................................... 42
IV.3.3.1 Facteur de débit............................................................................................. 42
IV.3.3.2 Facteur de capacité........................................................................................ 42
IV.3.3.3 Facteur de charge gazeuse............................................................................. 42
IV.3.3.4 Souplesse....................................................................................................... 42
IV.3.3.5 Pertes de charges........................................................................................... 43
IV.3.3.6 Corrélation de Kister et Hass........................................................................ 43
IV.3.4 Capacité de la colonne.............................................................................................. 43
IV.3.5 Longueur de la colonne............................................................................................ 43
IX
V.1.3.2 Environnement de travail 2: Simulation........................................................ 50
A) Présentation du PFD.................................................................................. 50
B) Description du PFD................................................................................... 51
V.2 Simulation dynamique........................................................................................................ 57
V.2.1 Activation du mode dynamique................................................................................. 57
V.2.2 Chute de pression dans les échangeurs...................................................................... 58
V.2.3 Hydrodynamique et interne des colonnes................................................................. 58
V.2.3.1 Colonne de préflash.......................................................................................... 58
V.2.3.2 Colonne principale........................................................................................... 61
V.2.4 Présentation du P&ID............................................................................................... 66
V.2.4.1 Description du P&ID........................................................................................ 67
Chapitre VI: Simulation, Résultats et Discussions.............................…................................... 69
VI.1 Simalation statique........................................................................................................... 69
VI.1.1 Colonne de préflash................................................................................................ 69
VI.1.1.1 Résumé global................................................................................................ 69
VI.1.1.2 Bilans............................................................................................................. 70
VI.1.1.3 Puissance thermique de la chaudière............................................................. 71
VI.1.1.4 Lights, Naphta léger et l’eau......................................................................... 71
VI.1.1.5 Courbe ASTM D86 du Naphta léger et de ‘’Lights’’..................................... 72
VI.1.1.6 Profil de température et de pression le long de la colonne............................. 74
VI.1.2 Colonne principale................................................................................................... 74
VI.1.2.1 Résumé global................................................................................................ 74
VI.1.2.2 Bilans.............................................................................................................. 76
VI.1.2.3 Puissance thermique de la chaudière.............................................................. 76
VI.1.2.4 Naphta lourd, Kérosène, Gozole léger et Gazole lourd.................................. 77
VI.1.2.5 Profil de température et de pression le long de la colonne............................. 79
VI.2 Simulation dynamique...................................................................................................... 79
VI.2.1 PC1.................................................................................................................... 79
VI.2.2 PC2.................................................................................................................... 80
VI.2.3 S1PC.................................................................................................................. 81
VI.2.4 S2PC.................................................................................................................. 81
VI.2.5 S3PC.................................................................................................................. 82
VI.2.6 LC1.................................................................................................................... 82
VI.2.7 WLC.................................................................................................................. 83
VI.2.8 LC2.................................................................................................................... 83
VI.2.9 FC1, FC2, FC3.................................................................................................. 84
VI.2.10 TC.................................................................................................................... 84
Conclusion ......................................................................................................................................... 86
Bibliographie
Annexes
X
IX
Introduction
INTRODUCTION
Depuis la première ruée vers l’or noir en 1859 par Edwin Drake et l’aube de l’industrie pétrolière
marquée par l’empreinte de la Standard Oil de Rockefeller, l’avènement du procédé de raffinage a
été un tournant positif aux spéculations autour de l’utilisation du pétrole qui était quasi restreinte à
l’éclairage au cours du XIXe siècle. En effet , l’évolution des opérations de distillation a révolutionné
l’industrie du raffinage tout en plaçant celle-ci comme un maillon solide de la chaîne pétrolière
moderne [1]. Le Génie Chimique ou Génie des Procédés joue un rôle capital dans l’essor et la
valorisation des produits de l’industrie du raffinage par le biais de la gamme de ses opérations
unitaires dont figure la distillation.Cependant la distillation, procédé par excellence dans le
traitement du brut, ne doit sa réussite qu’à la mise en oeuvre des enceintes dans lesquelles
séjourneront le brut appelées: colonnes, préalablement dimensionnées. Aujourd’hui avec l’appui de
l’ère informatique, le dimensionnement de ces colonnes qui naguère faisait office de multiples
calculs manuels peut s’exécuter d’une manière plus vite dans les logiciels de simulation si l’on
envisage une réussite parfaite des phases de conception et de simulation précédant toute
extrapollation industrielle réelle [2]. Comme dans la plupart des procédés, la distillation
atmosphérique du brut aussi contraignante qu’elle est, obéit à un ensemble de lois propres et requiert
le respect d’un certain domaine de fonctionnement qui lui est intrinsèque pour assurer une mise en
marche optimale donnant des produits de qualité meilleure. L’ingénieur procédé du temps présent où
la simulation a conquis tout l’environnement industriel chimique du XXIe siècle, se voit incomplet
voire à la limite incompétent sans la moindre connaissance d’au moins un logiciel de simulation
couvrant son secteur d’activité [3]. C’est pourquoi en gros l’objectif visé de ce travail se situe à
grande échelle à la maîtrise de l’environnement de simulation d’Aspen Plus couvrant la quasi-totalité
des applications d’engineering chimique afin, avec la connaissance de la théorie de distillation
industrielle du pétrole brut, de réussir le design , la simulation et voire même le contrôle d’une
colonne de topping traitant du brut algérien.
Enfin dans la chronologie des idées, il sera abordé dans une première partie de ce mémoire les
notions théoriques relative au topping du pétrole brut et dans la deuxième partie l’approche de
simulation propement dite pour sanctionner le côté pratique.
1
Partie I : Approche Theorique
2
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
I
Composition et Analyse élémentaire
du Pétrole brut
GENERALITES
Le pétrole, du latin «Pétra-Oléum» qui signifie huile de roche, est une huile minérale résultant d’un
mélange complexe d’hydrocarbures, de divers composés organiques, de petites quantités de
composés inorganiques et de métaux.
Sa formation est le fruit de la transformation lente de la matière organique, souvent végétale, qui
s’est déposée aucours des milliers d’années au fond des océans et qui, sous l’effet de la pression des
couches qui s’accumulent et d’une augmentation de la température, se transforme peu à peu en
kérogène puis en pétrole [4]. En fonction de la composition du pétrole brut, de la roche dans laquelle
il s’est formé et de celle dans laquelle il s’est piegé, on distingue deux catégories du brut notamment
le pétrole conventionnel et le pétrole non conventionnel.
Les pétroles bruts ont des caractéristiques physiques et chimiques tres variables d’un champ de
production à un autre et même à l’interieur du même gisement.
I.1 COMPOSITION
Les pétroles bruts sont majoritairement constitués des hydrocarbures dont le pourcentage volumique
est reparti de 83 à 87% pour le carbone et de 10 à 14% pour l’hydrogène et par conséquent d’un
faible pourcentage volumique attribué aux autres composants [5-6].
3
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
I.1.1 Hydrocarbures
I.1.1.1 Paraffines
De formule générale: CnH2n+2 , les paraffines dans le brut sont de deux classes:
N-Paraffines
Iso-Paraffines
Téb f (nC )
Les Iso et N paraffines se distinguent en température selon l’expression suivante:
De formule générale CnH2n pour les naphtènes à un seul cycle, les naphtènes les plus souvent
rencontrés dans le brut sont ceux à 5 ou 6 atomes de carbones.
La formule générale par extention en tenant compte de la présence des naphtènes à 2,3,4 cycles
accolés est la suivante:
En forte concentration dans le pétrole brut, les aromatiques ont pour formule générale et motif
commun l’expression et le symbole suivant:
CnH2n-6
4
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
Les plus rencontrés dans le brut et à la fois les plus importants pour la pétrochimie sont:
On peut aussi retrouver dans le brut les aromatiques à substitutions alkyles, à substitutions
aromatiques, et à substitutions naphténiques [6] dont les exemples illustratifs sont résumés dans le
tableau I.1 .
Tableau I.1 Exemple d’aromatiques par classe
Formule dévéloppée
De formule générale CnH2n, les oléfines ne sont pas présents dans le pétrole brut mais ils sont
produits par décomposition thermique et catalytique des N-paraffines ou aussi par déshydrogénation
des N-paraffines.
Ils sont extrêment réactifs à cause de la double liaison; le plus connu est l’éthylène : C2H4
A l’état de trace dans les pétroles bruts, on rencontre dans les effluents de procédés de conversion
des composés tels que:
5
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
Dans cette catégorie, on trouve dans le brut les composés organiques et les organo-métalliques.
Composés soufrés
CH3-CH2-S-CH3 CH3-S-S-CH3
Ces produits sont nocifs à divers titres et font office d’une limitation, définissant à 1,5% un pétrole
«doux» et «acide» dont l’illustration est faite dans le tableau I.3.
6
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
Conposés Oxygénés
On trouve ici:
R-COOH
dibenzofurane
Composés azotés
Particulèrement concentré dans les résines et les asphaltènes, on trouve l’azote sous forme:
R-NH2, R-NH-R’ou
(R)3-N
dibenzopyrrole
Pyridine
acridine
Ils représentent un pourcentage de 0,005 à 0,015% en masse dont 75% du Nickel et de Vanadium.
On peut trouver aussi le sodium, magnésium, aluminium et le fer.
7
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
Ce sont des solides noirs dont la masse molaire peut varier de 1000 à 100000, obtenus par
précipitation à l’heptane du résidu sous vide.
Ils sont concentrés en hétéroéléments dans les fractions lourdes du pétrole.
Ce sont des produits résultant de la chromatographie liquide menée sur les maltènes. Leur masse
moléculaire peut varier de 500 à 1000.
Avant toute opération de raffinage, le pétrole brut subit au laboratoire de multiples analyses [6-7]
conduisant à sa caractérisation dont dépendent les schémas de raffinage à venir.
Avec 15 à 18 plateaux théoriques et un reflux de 5, cette méthode est une distillation appliquée au
pétrole brut afin de connaître sa composition en matière de fractions en reportant sur un graphe ou un
tableau les températures d’ébullition en fonction du volume distillé ( figure I.1).
ASTM D 86
C’est une distillation appliquée aux fractions pétrolières ( essences, kérosènes, etc.) afin de les
caractériser ( figure I.2 ).
ASTM D 1160
C’est la distillation analytique des fractions pétrolières lourdes ne pouvant pas être menée sous
ASTM D 86.
8
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
Figure I.1 Exemple de TBP d’un Figure I.2 Exemple d’ASTM D86
brut d’un brut
La conversion des données de TBP en ASTM D86 d’un brut se fait par la relation proposée par Riazi
[6] qui s’écrit de la manière suivante:
T' aT b (1)
Avec T’: température de l’essai TBP , T: température de l’essai ASTM D86 et a et b sont des
coefficients dépendant de la fraction distillée; Ils sont présentés dans le tableau I.4.
0 0,9177 1,0019
10 0,5564 1,0900
30 0,7617 1,0425
50 0,9013 1,0176
70 0,8821 1,0226
90 0,9552 1,0110
95 0,8177 1,0355
9
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
Pour classer les bruts selon la prédomination d’une famille chimique, un facteur intervient dont
l’expression est la suivante:
3 Teb
K UOP (2) Teb en dégrés RANKINE (°R)
SP.gr 60 / 60
d 415
avec SP.gr60/60 F (3)
0,99904
La température moyenne pondérée est définie à partir de la température à laquelle on distille 10, 20,
50, 80 ou 90% du produit étudié. Elle remplacera la température d’ébullition du corps pur.
10
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
La méthode dite de ndM permet de mésurer à 20°C et à 70°C la densité, la masse moléculaire et
l’indice de refraction [7].
La densité pouvant être directement mésurée au laboratoire par des prises picnométriques, est
fonction du rapport H/C du mélange.
L’expression appochée de la densité s’écrit:
Bruts légers
d 415 <0.825
dm
x d i i
(7) Avec : Bruts moyens 0,825< d 415 <0,875
X i
Bruts lourds 0,875< d 415 <1,000
141,5
API 131,5 (8)
d 415
La conaissance du KUOP donne accès à la valeur de la masse moléculaire en se servant des
corrélations graphiques existantes.
Cette méthode utilise la combustion dans un four pour analyser le brut en ce qui concerne ses teneurs
en carbone, en hydrogène et en azote.
Dosage de l’oxygène
Dosage du soufre
Ce dosage peut être mené soit par fluorescence X, par absorption atomique ou par émission à plasma
d’argon.
11
Chapitre I: Composition et Analyse élémentaire du pétrole brut
Les données repertoriées dans les tableaux I.6 et I.7 caractérisent le brut algérien [8].
Au regard de ces valeurs, le brut Algérien ( Hassi-Messaoud) se démarque d’être un brut de qualité et
apprécié des raffineurs.
12
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
II
Méthodes thermodynamiques et Approche de simulation
utilisées dans le topping du brut
Pour les problèmes d’engineering, l’équation d’état de Van der waals peut être décrite comme un
fondement basic [9-10]. Son expression mathématique est la suivante:
n V
2
P a b RT (9)
V n
Ce modèle fournit une représentation adéquate du comportement de l’état liquide et gazeux d’un
système, mais il n’est pas aussi précis d’être utiliser pour les objectifs de design dans le raffinage du
pétrole.
13
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
Il s’agit d’une modification du modèle de Van der Waals en tenant en compte les règles de mélanges.
Pour un hydrocarbure de taille moléculaire inférieure à C7, cette méthode donne de bonnes
prédictions [10].
L’équation générale de SRK s’écrit:
(10)
a
0,42748 R 2TC2 * 1 f * (1 Tr0.5 ) 2
(11)
PC
0,08664 RTc
b (12)
pc
Ce modèle peut être utilisé pour les calculs de VLE et pour la densité des hydrocarbures
liquides.Touefois il est imparfait pour les systèmes de grande polarité [11].
Pour les procédés de raffinage, il couvre un grand domaine de conditions d’applicabilité.
L’expression mathématique est la suivante :
RT a
P (14)
V b V V b bV b
a ac (15)
Avec :
2
1 k 1 Tr (16)
14
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
2
R 2TC2 R 2TC
ac a 0,45724 (18)
PC PC
RTC RT
b b 0,07780 C (19)
PC PC
Le modèle Braun K10 est strictement applicable aux systèmes d’hydrocarbures lourds à bas
pressions. Ce modèle utilise des corrélations pour mieux intervenir sur les fractions pétrolières
couvrant un domaine de température de 450 à 700K.
Aussi applicable pour des colonnes sous vide, il peut par extention aller à des températures de
1100K.
Le domaine générale d’application se présente comme suit: -17.78°C < 1.6Tci et P < 100Psia
Pour étendre l’applicabilité des équations d’états aux mélanges (hydrocarbues par exemple), les
règles de mélanges sont utilisées [11].
Les paramàtres a et b des équations d’états acquièrent une nouvelle expression présentée comme suit:
n n n
a xi x j aij (20) b xi bi (21)
i 1 j 1 i 1
aij ai a j (1 ij ) (22)
Chao-Seader
Grayson-Streed
15
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
II.1.3.1 Chao-Seader
C’est une méthode prédictive qui peut être utilisée pour les colonnes atmosphérique et les colonnes
sous vide utilisant l’eau sous forme liquide ou vapeur.
La méthode doit sa qualité de prédiction à la consolidation des forces venant des autres corrélations
et équations d’états. Elle est constituée de:
Pour le calcul du coefficient de fugacité de l’état de référence, l’expression générale [12] suivante
intervient:
Dans Chao-Seader, ce modèle intervient dans le calcul des coefficients d’activité des liquides
[13].L’expression générale s’écrit:
Vi*,l
ln i ( Aji 1 / 2 Ajk ) (25)
Aij i j 2 k ij i j
j k
RT j k
2
(26)
avec: x iVi *, l
i (27)
V ml
V m*, l xV i i
*, l
(28)
II.1.3.1.3 Redlich-Kwong i
Ce modèle intervient pour le calcul des propriétés des phases vapeurs. L’expression s’ecrit:
(29)
16
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
0,42748 R 2TC2.5
a (30)
PC T 0.5
Avec :
0,08664 RTc
b (31)
Pc
II.1.3.1.4 Lee-Kesler
Z Pr , Tr , Z ( 0 ) Pr , Tr Z (1) Pr , Tr (32)
Avec
p T
Pr (33) Tr (34)
pc TC
II.1.3.1.5 Méthode API
Pour le calcul du volume molaire, viscosité et tension de surface des liquides. L’expression
mathématique est la suivante:
II.1.3.2 Grayson-Streed
Cette méthode a été dévéloppée pour des systèmes d’ hydrocarbures et des gaz légers telsque le CO2
et le H2S. Elle est préfèrée à Chao-Seader quand le système contient de l’hydrogène [15-16].
Son domaine d’utilisation va de 60°F à 800°F pour la température et jusqu’à 200,8427 bar pour la
pression.
En plus des équations et modèles intervenant dans Chao-Seader, cette méthode comporte la
corrélation de Grayson écrite comme suit:
yi f i L* i iL* i
Ki V (37)
xi Pi V
i
17
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
La simulation statique a pour caractéristique fondamentale d’être dédiée aux calcul de bilan matière
et enthalpique ainsi qu’aux calculs d’équilibres entre phases [2]. Les performances des appareils sont
estimées à partir des valeurs fournies par l’utilisateur tout en calculant l’évolution du système en
régime stationnaire.
La simulation dynamique calcule parcontre l’évolution d’un système en régime transitoire avec la
prise en compte des phénomènes d’accumulation.
Par les moyens de simulation dynamique, il est possible de suivre le comportement des variables
principales du procédé quand elle sont sujettes de perturbations quelconque dans les opérations
industrielles.
Il existe à présent beaucoup de simulateurs ; Mais dans le cadre de ce travail seuls Aspen Hysys et
Aspen Plus seront mis en lumière.
II.2.3.1 Aspen Hysys
Dans Aspen Hysys la méthode thermodynamique porte le nom de ‘‘ Fluid Package’’ et ce dernier
permet à l’utilisateur d’organiser toutes les informations dans un fichier interne simple.
Pour les applications de pétrole et gaz, pétrochimie et particulièrement dans le topping du pétrole
brut, l’assistant d’Aspen Hysys recommende la sélection de la méthode thermodynamique basée sur
l’équation d’état de Peng-Robinson [18] (figure II.1) .
18
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
Aspen Plus recommende la suite thermodynamique conçue pour les hydrocarbures et gaz légers y
compris les modèles pour le calcul des VLE et les corrélations de fugacité de liquide, lesquelles sont
utilisées pour des pressions opératoires basses et moyennes.
L’assistant d’Aspen Plus, pour les applications de raffinage du pétrole brut, recommende le model de
Chao-Seader (CS) [18] pour la colonne atmosphérique ( figure II.2 )
19
Chapitre II. Méthodes thermodynamiques et approche de simulation
Dans Aspen Plus ‘‘ Assay Data’’ constitue une donnée essentielle d’un pétrole brut. Il se présente
sous forme d’un tableau regroupant trois ensembles de données à savoir:
II.2.3.2.2 Pseudocomponents
Dans le jargon d’Aspen Plus, ‘’Pseudocomponents’’ sont des fractions pétrolières et le gaz naturel
caractérisés par les propriétés majeures suivantes:
20
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
III
Techniques de distillation du pétrole brut
Comme toute autre opération unitaire du génie des procédés, la distillation est régit par les lois
d’équilibres entre phases dont les plus percutentes sont les équilibres liquide-vapeurs accompagnés le
plus souvent des équilibres liquide-liquide-vapeurs [19].
Recontré presque tout au long de la colonne depuis l’alimentation jusqu’au soutirage des produits,
cet équilibre est quantifié par les paramètres suivants:
Volatilité absolue : Ki
yi pio L
i (38) V
xi p
Fraction vaporisée: (40)
F
Ki n
Zi
Volatilité relative: (39) K T 1 (41)
Kj i 1 i rosée , P
Température d’ebullition : Téb
Température de rosée : Trosée
n Relation de flash:
Z K T
i i éb , P 1 (42)
n
Ki Zi
n
Zi
0 (43)
i 1
i 1 1 K
i i 1 1 K
i
Dans certains cas, il occassionne la présence des distillations hétéroazéotropiques dans l’industrie du
raffinage du pétrole.
21
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
Comme dans les équilibres liquide-liquide, le potentiel chimique pour un constituant donné peut
s’écrire comme suit:
i L1 iL 2 iV (44)
Le calcul de ces équilibres peut être estimé par les modèles de coefficients d’activités comme
UNIFAC, NRTL, etc.
Etant une opération délicate et sous-spécifiée, la colonne de distillation du brut a un dégré de liberté
qui s’exprime par la relation suivante:
Avec n: le nombre d’équations et nombre de variables décrivant tous les bilans et tous les équilibres
intervenant dans la colonne et L: le nombre de flux issus de la colonne [20].
A reflux total, comme dans la méthode de McCabe et Thiele en distillation binaire, le nombre de
plateaux de colonne est minimal. La relation utilisée reliant ces deux grandeurs tout en tenant compte
des fluctuations de volatilité le long de la colonne est celle de Winn décrite ci-dessous:
xi , D
i , j
x j,R Ki
N (46) Avec : iN, j (47)
xi , R x i, j
K j i, j
j,D
22
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
A reflux minimal, le nombre de plateaux est infini et cette condition de travail est improbable.La
relation de Underwood estime le reflux minimal par l’expression suivante:
i nd
i Zi
i 1 ( i j )
(48)
Avec : i nd
i Di
Vmin 1 rmin D (49)
i 1 i j
III.2.4 Plateaux
Ils assurent le contact liquide-vapeur et leur représentation fait appel à la théorie du double film, en
admettant l’existence de deux phases continues séparées par un interface [20].
Les équations qui régissent cette théorie s’écrivent:
1 1 K
i (51)
ℌi,v K i ,V K i , L
Sur le plateau, la vapeur et le liquide se rencontrent à courants croisés. La relation suivante intervient
et définit la notion d’efficacité locale:
y p y p 1
*
1 exp( NUT ) Eog (52)
y y p 1
p
ℌ a
Avec : NUT V
(53)
V
23
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
C’est une moyenne pondérée des phénomènes hydrodynamiques sur toute la surface active du
plateau. Elle est définie par l’équation :
yi , p yi , p 1
Ei , MV *
(54)
y i, p yi , p 1
Ce parametre évalue l’efficacité globale d’une colonne réelle. Son expression est la suivante:
N th
Eglobale (56)
N réel
Elle peut aussi s’exprimer en fonction de l’efficacité de Murphrée par la relation suivante:
E globale
1
EMV (57)
1
III.2.5 Domaine de fonctionnement d’une colonne
entraînement
Zone de
fonctionnement
Assèchement satisfaisant Engorgement
Pleurage
Débit de liquide
Figure III.1 Limites de Fonctionnement d’une colonne
24
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
Industriellement, le traitement du pétrole brut commence par son déssalage puis son passage à
travers le train d’échange avant de rejoindre les colonnes de préflah et atmosphérique [20].
Ce sont des produits qui ne se retouvent que dans le distillat ( corps non distribués légers ) ou dans le
résidu ( corps non distribués lourds ) après distillation du pétrole brut.
b) Corps distribués
Ce sont des produits qui se retouvent à la fois dans le distillat et dans le résidu après distillation.
Ils servent de guide de comportement de la distillation et génèrent des composés dits Clés légères et
Clés lourdes.
a) Bilans matières
Interface : V L
N i, j N i, j N i, j (60)
b) Bilans enthalpiques
Phase vapeur
i n V n V n V n V V
Vi , j 1 h j 1 Vi , j h j Fi , j hF , j Si , j h j QVj Vj 0 (61)
i 1 i 1 i 1 i 1
Phase liquide
n L n L n L n L L
Li , j 1 h j 1 Li , j h j Fi , j hF , j Si , j h j Q jL jL 0 (62)
i 1 i 1 i 1 i 1
25
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
a) Bilans matières
n
Colonne totale: PB S
i 1
i BR (63)
Zone d’expansion : n
S
i 1
i VI Vf RZE (64)
b) Bilan enthalpique
4 n 2
PB*hPB QE QVeaui Hi Sihi BR*hBR QLeauh QS QCIi (66)
i1 i1 i1
Condenseurs intermediaires
Cette technique sert à exporter de la chaleur excédentaire produite dans la zone de rectification de la
colonne par l’intermédiaire des plateaux afin de réduire les risques d’assèchement de la colonne.
Lors de la conception de ces unités sur Aspen Plus , les spécifications requises sont la quantité de
chaleur à extraire, le plateau de soutirage, le plateau de renvoi et le débit à soutirer.
L’illustration du positionnement d’un condenseur intermédiaire sur la colonne du topping (figure
III.2) est faite ci-dessus.
26
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
Strippers latéraux
Cette technique utilse de la vapeur surchauffée à contre-courant pour revaporiser les gaz
préalablement dissous dans le soutirât et les entraîner ensuite vers la colonne principale afin de porter
correction sur les points de coupe du produit à traiter.
Dans Aspen Plus, l’éfficacité de ces appareils (figure III.3) est fonction du débit de vapeur et des
spécifications du design à savoir :le nombre de plateaux, le plateau de soutirage, le plateau de renvoi
et le débit de soutirât.
III.6.1 Pression
La pression joue un grand rôle dans l’évolution des niveaux thermiques dans le rebouilleur et le
condenseur.
Dans la colonne de distillation atmosphérique ,un bon choix serait compris entre 1 et 3 bar et la
pression est réglée au sommet de la colonne.
P =α
III.6.2 Température
Dans la colonne le profil de température est décroissant du bas vers le haut et ceci est fonction de la
température d’ébullition des produits.
Les grandes températures se situent autour de la chaudière, servant de vaporisation partièlle du
brut ,et autour du résidu atmosphérique. Toutefois pour minimiser la dépense énergétique ou de
matière, en termes d’utilité dans la chaudière, la solution serait de préchauffer le brut dans un train
d’échangeurs allant de 2 à 4 unités.
27
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
La pression
Le débit de distillat/et ou des soutirats
La température de la chaudière
Le débit des vapeurs de stripping
Le niveau du liquide du ballon de reflux et de fond de tour
On pourrait ajouter:
La D86-95 du naphta
La D86-5 du LGO
Le niveau d’eau acide décantant dans le ballon de reflux
Le niveau du fluide dans les strippers
Gaz
torche
P
28
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
Ces règles donnent des orientations pour définir les schémas de mise en place pour la séparation des
mélanges d’hydrocarbures [20]. Elle constitue la base de l’idéologie de la colonne atmosphérique et
se recontre le plus souvent dans le fractionnement des essences.
Ces règles suivent la chronologie suivante :
Tedder et Rudd ont proposé sept schémas pour le fractionnement des mélanges multicomposants
(ternaires) en coupes distinctes.
Chaque configuration est fonction de la grandeur suivante appelée indice de facilité:
I AB * BC (67)
Si I < 1.6 on a une séparation facile et on se réfère à l’abaque A pour mettre en place un schéma
de séparation ( figure III.5 et figure III.6)
si I > 1.6 on a une séparation difficile et on se réfère à l’abaque B pour mettre en place un
schéma de séparation ( figure III.5 et figure III.6)
29
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
30
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
III.9 Fractionnement
31
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
Méthodes de distillation
normalisées Séparation entre produits Gap ( °C)
ASTM D86 Essence totale/kérosène 10 à 20
D86-95 coupe légère Kérozene/gasole léger 5 à 10
D86-5 coupe lourde Gazole léger/gazole lourd 0 à -5 (overlap)
ASTM D1160 Gazole sous vide/distllat sous
D1160-90 coupe légère vide 5
D1160-10 coupe lourde
Le concept de Packie [20] est la référence pour le calcul manuel des colonnes de distillation avant
l’avènement de l’ère informatique et elle est aujourd’hui intégrée dans les simulateurs pour estimer
les gap et overlap. La relation proposée se présente comme suit:
nr f
gap (overlap ) f (69)
k
avec n: nombre de plateaux réels de fractionnement entre les deux coupes considérées
rf Ri (70)
S i
k: facteur correctif
32
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
Les données des points de coupe[21] sont repertoriées dans le tableau III.2.
Dans le sillage de notre étude, la simulation de ce fractionnement ne sera pas exécuté mais celui-ci
est évoquée pour des raisons de combler le vide dans le schéma de raffinage d’une façon théorique.
Au sortir de la colonne de distillation atmosphérique, le naphta totale subit des fractionnements dans
une série de quatre colonnes à pressions variées (figure III.7).
33
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
34
Chapitre III: Techniques de distillation du pétrole brut
III.10 Diagramme TQ
Ils s’agit d’un graphe regroupant tous les flux constituant des sources de chaleurs ( flux chauds) et
tous les flux constituant des puits de chaleur ( flux froids ) avec leurs courbes enthalpiques et leurs
températures ( entrée et sortie) respectives.
Le diagramme est caractérisé par la zone dite de «pinch» ( Tmin ) et sert , dans le topping,
d’améliorer la surface d’échange de chaleur en estimant des générations/consommations d’utilités et
de réaliser des calculs économiques (figure III.8).
35
Chapitre IV : Technologie de la colonne du topping
IV
Technologie de la colonne du topping
Autour de la colonne de distillation atmosphérique du pétrole brut se trouve toute une panoplie de
technologies qui contribuent grandement à un meilleur fractionnement de la matière première.
En effet, pour demeurer dans les repères de notre étude nous ne présenteront que la technologie des
colonnes à plateaux.
Ce sont les plus répandus et ils se caractérisent par la présence d’un barrage et d’un déversoir [22]
permettant d’imposer une rétention liquide (figure IV.1).
Barrage
d’entrée Barrage de sortie
v
Trop plein
Aire active
Déversoir
Zone de dévésiculation
Barrage d’entrée
Zone de dégazage
Éléments de barbotage
36
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping
a) Côté vapeur
Pour ce qui concerne la vapeur, la circulation est invariante, elle se fait du bas en haut en passant à
travers les éléments de barbotage tout en traînant avec elle les constituants les plus volatils du liquide
et cède les plus lourds à ce dernier.
b) Côté liquide
La circulation du liquide peut se faire, selon la technologie utilisée, en une ou plusieurs passes
accasionnée par les éléments de barbotage et débouche en une rétention quantifiée par une variable
appélée gradient hydraulique ( ).
Les différentes possibilités de circulation du liquide [22] se présentent comme suit (figure IV.2):
Quatre passes
37
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping
Ils peuvent être disposés selon trois configurations avec un écartement «p» appelé : pas, (figureIV.3).
Les deux sont moins coûteux et peu efficaces mais les plateaux assimilés présentent un gain
d’efficacité à cause de l’ajout d’un trajet chicané coté vapeur. Les diamètres des orifices pouvant
aller de 1 à 25 mm (figure IV.4). Plateau perforé ( à gauche) et deux plateaux assimilés ( à droite).
38
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping
Plateaux à cloches
Ils sont plus efficaces et engendrent moins d’entraînement de liquide mais leurs importantes
rétentions statiques et dynamiques et leur coût élevé constituent des inconvénients majeurs et
amoindrissent leur éligibilité lors des choix de dimensionnement.
Plateaux à clapets
Ces plateaux sont un bon compromis entre les deux derniers car ils s’adaptent aux conditions de
fonctionnement,donc une grande flexibilité, et ils ont des pertes de charges limitées à débits élevés.
Les clapets sont des pièces métalliques munies de pattes recourbées, disposées sur les orifices du
plateau et dont le soulèvement est fonction croissante du débit de vapeur [23].
Plusieurs constructeurs proposent des technologies différentes (figure IV.5).
Norton
Koch
Glitsch
Figure IV.5 Modèle de clapets de quelques constructeurs
39
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping
La sélection des matériaux de construction est d’une grande importance vu les éventuels problèmes
de corrosion pouvant s’interférer dans la colonne. Pour lutter contre ces derniers on utilise des
alliages spéciaux en fonction des zones de la colonne.
- On utilse souvent du monel en tête de colonne pour faire face à la salinité résiduelle des produits
dans le condenseur.
- On utilise généralement de l’acier du type 410S ou acier carbone pour les plateaux.
- On utilise, pour les zones plus chaudes de la colonne ( 300-420°C ), des aciers alliés ( 5%Cr ,
0.5%Mo) et voire à des vitèsses élevés , des aciers alliés ( 12% à 18%Cr ).
La colonne elle même peut être revêtue en 410 en certaines zones et en acier inoxydable dans
d’autres.
40
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping
Sur le plateau on peut rencontrer des régimes suivants du mélange gaz-liquide (figure IV.7).
Les caractéristiques géométriques du plateau [23] se résument dans le schéma ci-dessous (figure
IV.8) :
DT
h
D
T
e
hod
AA
AD
41
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping
Enfin, pour assurer une bonne dévésiculation de la phase vapeur il faudrait spécifier un espacement
suffisant entre plateaux.
QmL G
(71)
QmG L
IV.3.3.2 Facteur de capacité
G G
CGe uGeng (72) ou CGAA u GAA (73)
L G L G
IV.3.3.4 Souplesse
QG max
Sp (75)
QG min
42
Chapitre IV: Technologie de la colonne du topping
2
Ps c * uGo (76)
P 4 (77)
do
À la traversée du liquide
D’ou la perte de charge totale sur un plateau : Pt Ps P PL (79)
Kister et Hass ont proposé une corrélation d’application générale pour le dimensionnement d’un
plateau et elle se présente comme suit:
C’est le débit maximale pouvant être traité par la colonne sans perte notable d’efficacité , sans
engorgement et sans augmentation gênante de perte de charge.
Lc 1.2T NT 2 (81)
43
Partie II : Approche Pratique
44
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
v
Conpection du PFD et P&ID par Aspen Plus
Comme il a été dit plus haut, cette partie de la simulation constitue l’étape primordiale de l’étude de
simulation et elle nous permert d’avoir une vision rapide sur les bilans ( matière et énergie ) d’une
part et la conception du PFD (schéma de procédé) de l’autre .
Notre matière première a une densité API de 45.5, une TBP, une courbe densité API et un
fractionnement de coupe légère qui se présentent dans les tableaux V.1; V.2 et V.3.
45
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Composant % Wt % Vol
Méthane -
Ethane 0,05 0,08
Propane 0,86 1,21
Iso-butane 0,39 0,53
N-butane 2,49 3,27
Iso-pentane 1,33 1,69
N-pentane 2,53 3,19
Total 7,65 9,97
L’unité de distillation de notre pétrole brut a une capacité de 4MT/an ce qui est équivalent de
78277,8865 bbl/day en unités anglo saxonnes préférées par Aspen Plus, avec pour objectif de séparer
les différentes fractions indiquées ci-dessous :
46
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
B) Spécification du brut
(a
47
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
(b)
(c)
Figure V.2 Spécification de la charge: TBP(a), fraction légère(b)
Courbe API( c)
48
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
A ce stade il s’agit de générer avec estimation les pseudo-constituants contenus dans notre brut afin
de vérifier l’étendue de sa complexité et l’aspect multicomposant qu’à un pétrole brut.
Après exécution du système, on trouve près de 33 pseudo-constituants repertoriés dans le tableau
V.4.
Tableau V.4 Extrait des pseudo-constituants générés
49
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
A) Présentation du PFD
split
50
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
B) Description du PFD
OIL0
Il s’agit des conditions d’entrée de pétrole brut:
VAP0
Il s’agit de vapeur d’eau entrant dans le splitter pour donner ensuite deux courants, l’un
dirigé vers la colonne de préflash et l’autre vers la colonne principale.
VAP3
Vapeur d’eau alimentant le stripper du gasole lourd.
VAP4
Vapeur d’eau alimentant le stripper du gazole léger.
51
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
VAP5
Vapeur alimentant le stripper du kérosène;
Echangeur: E1
52
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Echangeur :E2
Echangeur:E3
53
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Echangeur: E4
54
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Colonne principale: CP
Il s’agit d’une unité servant à diviser un courant d’entrée en deux ou plusieurs courants de sortie.
55
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Vannes
56
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Dans cette partie de la simulation, tout détail omis ou peu important concernant les équipements et
les courants lors de la simulation statique doit être crucialement pris en compte d’une part et de
l’autre part, l’aspect dynamique des courants et les internes des colonnes feront intervenir le concept
de régulation [24-29].
Les vannes qui sont traversées par un mélange biphasique (LL ou LLV) sont spécifiées comme suit:
57
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Echangeur E1
Echangeur E2
Echangeur E3
Echangeur E4
58
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Ces dimensions sont calculées en fonction des débits volumiques sortant du premier plateau ( pour le
ballon de reflux) et du dernier plateau ( pour le fond de tour) comme le montre le tableau V.5.
En admettant un temps de séjour de 10 min pour le remplissage total du ballon de reflux et le fond de
L
la tour avec un ratio ( longueur sur diamètre) = 2 on obtient :
D
2V
D3 3,3534 m (83) L 2 D 6,706 m (84)
Fond de la tour V Qt 0,155874 *10 * 60 93,5244m 3 (85)
2V
D3 3,905m (86) L 2 D 7,81m (87)
59
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
60
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
A) Stripper: s-1
Avec un débit volumique de 0,0374274 m3/s sortant du dernier plateau (5), les dimensions
géométriques du ballon de retention du kérosène ont pour valeurs :
D = 2,43m H = 4,855m
B) Stripper: s-2
61
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Avec un débit volumique de 0,00977571 m3/s sortant du dernier plateau ( 4 ), les dimensions
géométriques du ballon de retention du gazole léger ont pour valeurs:
D = 1,5517m H = 3,1 m
C) Stripper : S-3
Avec un débit volumique de 0,0166742 m3/s sortant du dernier plateau ( 6 ), les dimensions
géométriques du ballon de retention du gazole lourd ont pour valeurs:
D = 1,854 m H = 3,7 m
62
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
63
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
En admettant un temps de séjour de 10 min pour le remplissage total du ballon de reflux et le fond de
L
la tour avec un ratio ( longueur sur diamètre ) = 2 on obtient :
D
2V
D3 4,8276 m (89) L 2 D 9,6553m (90)
2V
D3 2,586m (92) L 2 D 5,1722 m (93)
64
Chapitre V: Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
Les spécifications du dynamique terminées; la génération du P&ID se fait après les commandes
suivantes:
65
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
V.2.4 Présentation du P&ID
66
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
En plus des unités et courants matières provenant du PFD, ce P&ID apporte l’ajout des équipements
suivants [30-31] :
- (5) régulateurs de pression
- (3) régulateurs de niveaux
- (3) régulateurs de débits
- (1) régulateur de température
A) Régulateurs de pressions
PC1
Il s’agit du régulateur de pression dans le ballon de reflux de la colonne de préflash; la
régulation de pression se fait avec une action directe en manipulant automatiquement
l’ouverture de la vanne V5.
PC2
Il s’agit du régulateur de pression dans le ballon de reflux de la colonne principale; cette
régulation se fait avec une action inversée en manipulant automatiquement la quantité de
chaleur à enlver du condenseur.
S1PC
Il s’agit du régulateur de pression sur le premier étage de la colonne de stripping ( s-1); cette
régulation se fait avec une action directe en manipulant automatiquement le débit du courant de
tête retounant dans la colonne principale.
S2PC
Il s’agit du régulateur de pression sur le premier étage de la colonne de stripping ( s-2); cette
régulation se fait avec une action directe en manipulant automatiquement le débit du courant de
tête retournant dans la colonne principale.
S3PC
Il s’agit du régulateur de pression sur le premier étage de la colonne de stripping ( s-3); cette
régulation se fait avec une action directe en manipulant automatiquement le débit du courant de
tête retournant dans la colonne principale.
67
Chapitre V : Conception du PFD et P&ID par Aspen Plus
B) Régulateurs de niveaux
LC1
Il s’agit du régulateur de niveau du distillat liquide dans le ballon de reflux de la colonne de
préflash; cette régulation se fait avec une action directe en manipulant automatiquement le débit
massique du reflux retournant en tête de la colonne.
WLC
Il s’agit du régulateur de niveau d’eau libre qui se decante en bas du liquide de distillat dans le
ballon de reflux de la colonne de préflash; la régulation se fait avec une action directe en
manipilant automatiquement l’ouverture de la vanne V4.
LC2
Il s’agit du régulateur de niveau du distillat dans le ballon de reflux de la colonne principale; la
régulation se fait avec une action directe en manipulant automatiquement le débit massique du
reflux retournant en tête de la colonne.
C) Régulateurs de débits
FC1
Il s’agit d’un régulateur de débit du courant vapeur (vap5) entrant dans la colonne de stripping s-1; la
régulation se fait avec une action inversée en manipulant l’ouverture de la vanne V14.
FC2
Il s’agit d’un régulateur de débit du courant vapeur ( vap4) entrant dans la colonne de stripping s-2;
la régulation se fait avec une action inversée en manipulant l’ouverture de la vanne V13.
FC3
Il s’agit d’un régulateur de débit du courant vapeur ( vap3) entrant dans la colonne de stripping s-3;
la régulation se fait avec une action inversée en manipulant l’ouverture de la vanne V12.
D) Régulateur de température
TC
Il s’agit d’un régulateur de température du pétrole brut sortant de la chaudière afin de rejoindre la
colonne principale au niveau du plateau 40; la régulation se fait avec une action inversée en
manipulant automatiquement la puissance thermique à fournir à la chaudière.
68
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
VI
Simulation, Résultats et Discussions
Après exécution du programme on trouve toute une gamme de résultats dont la présentation se fait
selon la repartition suivante :
Les tableaux VI.1 et VI.2 représentent un résumé sur la performance de la colonne concernant la tête
et le fond.
Tableau VI.1 Performance du condenseur de la CPR
Premièrement on observe une quantité de chaleur de -21,3458 Gcal/hr à enlever du condenseur pour
assurer la condensation des vapeurs arrivant en tête de colonne. Cette valeur, aussi faible que celle de
la colonne principale, s’explique tout d’abord par la configuration du condenseur choisie lors de la
conception qui est du type ‘‘Partial-Vapor-Liquid’’ apportant une influence considérable et ensuite
par la nature si légère des produits à condenser ( naphta léger et eau).
69
Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
Deuxièmement on constate une grande valeur de débit de reflux de 2684,37 kmol/hr qui est due à des
raisons de purification du naphta léger afin de satisfaire la spécification du point final ASTM D86-95
de 80°C.
VI.1.1.2 Bilans
Concernant le bilan matière on oberserve une différence infinitésimale entre l’entrée et la sortie de la
colonne de l’ordre de 2,7987e-16 kg/hr qualifiant une perte de charge très négligeable sur les
plateaux vue le choix du plateau à clapets ( Glitsch Ballast) opté en conception.
Concernant le bilan enthalpique on constate une exothermicité des courants entrant dans la colonne,
ce qui s’explique par la valeur de -171,492 Gcal/hr à l’entrée de la colonne.
70
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
Pour assurer un préflash de la charge à une température de 231,85°C, il faudrait fournir à celle-ci une
puissance thermique de 19,9251 Gcal/hr afin d’obtenir un taux de vaporisation de la charge de
55,79% comme le montre le tableau VI.4 .
Le tableau VI.5 représente les resultats obtenus pour les ‘‘Lights’’, le Naphta léger et l’eau sortant de
la CPR.
Tableau VI.5 Caractéristiques des produits de la CPR
On observe que la colonne CPR produit plus de lights que du naphta léger, ce qui pourrait
s’expliquer par la nature même du brut qui est un brut léger c’est à dire qu’il contient une grande
masse de gaz dissous.
71
Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
Le point initial 15,28°C et le point final 80,02°C ne sont pas des valeurs obtenues initiallement à la
première exécution du programme; ils ont été obtenus à la suite de plusieurs tentatives de ‘‘ Design
Specification’’ faisant varier à chaque fois la pression au condenseur et le taux de distillat total à
soutirer.
Ces valeurs ( 15,28 et 80,02 ) sont non loin des points de coupe ASTM typique ( 20 et 90 ) du naphta
léger se trouvant dans la littérature indiquée dans la partie théorie de ce mémoire et plus proche du
point final vrai qui est de 82,03°C.
Du côté des ‘’Lights’’, on note un point final de 59,27°C qui est supérieur à 40°C ; ce qui satisfait
l’exigence de la théorie.
Les figures VI.1 et VI.2 représentent l’allure des courbes ASTM-D86 du naphta léger et des
‘‘Lights’’.
72
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
On observe pour la courbe ASTM-D86 du naphta une subdivision en huit zones, délimitées par les
températures initiales et finales, revélant le nombre de fractions pouvant être contenues dans le
naphta léger dont la gamme carbone est de C6 à C11.
Pour ce qui est des ‘’Lights’’, on observe également huit zones revélant le nombre de fractions de C1
à C4 pouvant être contenues dans les ‘’Lights’’.
73
Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
On remarque que l’augmentation de la pression se fait d’une façon linéaire du premier au dernier
plateau (12) tandis que l’augmentation de la température se fait d’une façon non régulière
commençant du premier plateau au cinquième plateau avec un pas de dégré considérable, puis du
cinquième au neuvième avec un pas réduit jusqu’à reprendre une bonne croissance à partir du
dixième plateau.
Pour boucler le volet des résultats de la CPR, nous tenons mordicus à révéler la longueur calculée de
cette colonne qui est de 8,52 m.
Les tableaux VI.6 et VI.7 représentent un résumé sur la performance de la colonne concernant la tête
et le fond.
74
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
75
Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
Au fond de la colonne on observe un débit molaire du résidu de 226,879 kmol/hr qui est largement
inferieur à celui du naphta lourd et qui représente en masse 26,22% du brut ce qui est toutefois
proche du taux prévu par la TBP attribuant 25,10% en poids pour le résidu atmosphérique. Cette
différence de 1,22% est peut être due à la configuration de la colonne en termes du nombre de
plateaux et du taux de rebouillage de 3,12; mais il est important de signaler qu’il doit avoir un
compromis entre coût d’installation et nombre de plateaux.
VI.1.2.2 Bilans
76
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
Pour amener la charge à une température de 450°C occasionnant sa vaporisation partielle, il faudrait
fournir une puissance thermique de 98,2971 Gcal/hr au niveau de la chaudière afin d’avoir un taux de
vaporisation de la charge de 82,7% nécessaire surtout dans une configuration sans rebouilleur. Il est
important de signaler que le train d’échangeurs a joué un rôle crucial dans la minimisation de la
valeur de la puissance thermique à fournir à la chaudière.
A première vue, on note que la colonne principale produit plus de naphta lourd que les autes produits
avec une production de 23071,4 bbl/day. Ensuite il sied de signaler que les valeurs de point de final
ASTM de ces quatre produits ont été obtenues après plusieurs séries d’intervention du ‘’ Design
Specification’’ , de ‘’ Sensitivity analysis’’ et de ‘’ Optimization’’ cherchant à chaque fois les variables
à manipuler pour atteindre les ASTM D86-95% des produits.
Du côté du naphta lourd , on observe un point final de 180,177°C qui satisfait la spécification
indiquée dans la théorie qui est de 180°C. La différence engendrée de 0,177°C peut être annulée en
manipulant d’un très petit pas le débit total de distillat à soutirer mais toutefois cette modification
aura de l’impact sur les points des autres produits.
77
Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
Du coté du gazole léger, on observe un point final de 320,076 °C qui satisfait la spécification
indiquée dans la théorie et qui est de 320 °C. La différence engendrée de 0,076 °C peut être toutefois
négligeable.
Enfin du côté du gazole lourd, on observe un point final de 380,182 °C qui s’éloigne de 0,182°C de
la spécification indiquée dans la théorie et qui est de 380 °C . Cette différence pourrait être reduite
en manipulant le débit de soutirage au fond du stripper S-3.
Concernant la densité ( specific gravity en anglais ) de ces quatre produits, on remarque une bonne
satisfaction des valeurs obtenues vis à vis de la spécification sur les carburants qui stipule que les
densités des produits doivent être comprises entre les valeurs suivantes : 0,700 à 0,750 pour le
naphta lourd, 0,755 à 0,840 pour le kérosène, 0,820 à 0,860 pour le gazole léger et une densité
inférieur à 0,900 pour le gazole lourd.
Par conséquent , comme il a été dit dans la théorie, pour juger la qualité de notre séparation on fera
appel au «Gap» ou «Overlap». Le tableau VI.11 représente les valeurs de gap ou overlap trouvées
pour notre séparation.
Gap (°C)
HNAPHTA/KRZN 27.9
KRZN/LGO 17.5
LGO/HGO 6.24
Ces valeurs de Gap nous amènent à conclure qu’il existe encore en trace une quantité de kérosène
dans le naphta lourd, une quantité de gazole léger dans le kérosène et celle du gazole lourd dans le
gazole léger. Ces valeurs manifestent toutes un écart moyen de 7°C par rapport aux valeurs de la
théorie tout en signalant qu’une séparation parfaite n’existe pas.
78
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
VI.2.1 PC1
La figure VI.5 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution de la pression (PV) est liée avec
l’ouverture de la vanne (OP).
79
Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
Pour contrôler la pression en tête de la colonne de préflash par la vanne v5, nous sommes arrivés à
utiliser un régulateur en boucle fermée du type ‘’PI’’ dont les valeurs du gain et du temps intégral
sont respectivement 44,99%% et 1,32 min. Ces valeurs sont obtenues après un test de tunning
jusqu’à la stabilisation du signal (OP).
VI.2.2 PC2
La figure VI.6 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution de la pression ( PV) est liée avec
la chaleur à retirer au condenseur (OP).
80
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
VI.2.3 S1PC
La figure VI.7 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution de la pression (PV) est liée avec le
débit du courant de tête du stripper s-1 (OP).
Pour contrôler la pression en tête du stripper s-1 en manipulant le débit du courant de tête , nous
sommes arrivés à utiliser un régulateur en boucle fermée du type ‘’PI’’ dont les valeurs du gain et du
temps intégral sont respectivement 1,439 %% et 1,32 min. Ces valeurs sont ontenues après un test de
tunning jusqu’à la stabilisation du signal ( OP).
VI.2.4 S2PC
La figure VI.8 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution de la pression (PV) est liée avec le
débit du courant de tête du stripper s-2 (OP).
Pour contrôler la pression en tête du stripper s-2 en manipulant le débit du courant du tête, nous
sommes arrivés à utiliser un régulateur en boucle fermée du type ‘’PI’’ dont les valeurs du gain et du
temps intégral sont respectivement 1,8941%% et 1,32 min. Ces valeurs sont obtenues après un test
de tunning jusqu’à la stabilisation du signal ( OP).
81
Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
VI.2.5 S3PC
La figure VI.9 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution de la pression (PV) est liée avec le
débit du courant de tête du stripper s-3 ( OP).
Pour contrôler la pression en tête du stripper s-3 en manipulant le débit du courant du tête, nous
sommes arrivés à utiliser un régulateur en boucle fermée du type ‘’PI’’ dont les valeurs du gain et du
temps intégral sont respectivement 2,0859 %% et 0,5 min. Ces valeurs sont obtenues après un test de
tunning jusqu’à la stabilisation du signal ( OP).
VI.2.6 LC1
La figure VI.10 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution du niveau du distillat liquide (PV)
est liée avec le débit massique du reflux de la colonne de préflash (OP).
Pour contrôler le niveau du distillat liquide (PV) dans le ballon de reflux en manipulant le débit de
reflux, nous sommes arrivés à utiliser un régulateur en boucle fermée du type ‘’PI’’ dont les
valeurs du gain et du temps intégral sont respectivement 88,3854%% et 1,32 min. Ces valeurs sont
obtenues après un test de tunning jusqu’à la stabilisation du signal (OP).
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Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
VI.2.7WLC
La figure VI.11 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution du niveau d’eau (PV) dans le
ballon de reflux est liée avec l’ouverture de la vanne V4.
VI.2.8 LC2
La figure VI.12 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution du niveau du distillat (PV) est
liée avec le débit du reflux (OP) de la colonne principale.
Pour contrôler le niveau du distillat dans le ballon de reflux , on a utilisé un régulateur en boucle
fermée du type ‘’PI’’ dont les valeurs du gain et du temps intégral sont respectivement 39.532%% et
3,96 min. Ces valeurs sont obtenues apres un test de tunning jusqu’à la stabilisation du signal (OP).
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Chapitre VI; Simulation, Résultats et Discussions
La figure VI.13 représente les tableaux de bord de FC1, de FC2 et de FC3 sur lesquels l’évolution
des débits massiques ( vap5, vap4 et vap3) est liée respectivement à l’ouverture des vannes ( v14,
v13 et v12) .
Pour contrôler ces trois débits de vapeurs en manipulant l’ouverture de leur vanne respective, nous
sommes arrivés à utiliser trois régulateurs en boucle fermée du type ‘’ PI’’ travaillant en action
inversée c’est à dire, toute augmentation du débit engendrerait une ferméture nécessaire de la vanne.
Les valeurs de gain et de temps intégral de chaque régulateur sont reproduites dans le tableau VI.12.
VI.2.10 TC
La figure VI.14 représente le tableau de bord sur lequel l’évolution de la température (PV) est liée à
la puissance thermique de la chaudière (OP).
84
Chapitre VI : Simulation, Résultats et Discussions
Les valeurs du gain, du temps intégral et du temps dérivé sont respectivement 0,9286 %% ; 1,3125
min et 0,21 min. Ces valeurs sont obtenues également après un test de tunning.
85
Conclusion
CONCLUSION
De l’encre en quantité vautour a coulé dans les lignes et paragraphes précédant dans lesquels nous
nous sommes intéressés à la conception et à la simulation d’une colonne de distillation à plateaux
dans toute son envergure pour traiter du pétrole brut algérien dans une atmosphère d’engineering se
rapprochant de la réalité industrielle actuelle.
Premièrement nous avons procédé minitieusement à la conception des unités constituant notre PFD à
savoir les pompes, les vannes, les échangeurs de chaleur, le splitter (diviseur de courant ), la colonne
de préflash et la colonne principale ou atmosphérique en faisant appel à l’environnement statique
d’Aspen Plus tout en menant à chaque fois des études d’optimisation, d’analyse de sensibilité et de
spécification du design lorsqu’ils apparaissaient des couacs de convergence du système.
Par conséquent, les résultats obtenus sont loin d’être absolus et afin d’intensifier notre schéma de
séparation nous suggérons de compléter l’étude présente par l’ouverture des champs suivants :
86
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Annexes
Annexes