Industrie de

PETROCHIMIE ET HYDROCARBURE

Réaliser par :

BELMAMOUNE ISMAEL
KRAMA OUSSAMA
ENNEOUALY MAROUANE

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 Sommaire

I. INTRODUCTION………………………………………………..2
II. PETROLE………………………………………………………..3
1. Historique…………………………………………………….3
2. Origine de pétrole…………………………………………….3
3. Formation des gisements de pétrole………………………….3
3.1. Type de gisement……………………………………….4
4. Méthodes de prospection……………………………………. 6
4.1. Prospection géologique…………………………………6
4.2. Prospection géophysique……………………………….6
4.3. Prospection électrique et tellurique ……………………6
4.4. Prospection sismique…………………………………...7
5. Forage………………………………………………………...9
5.1. Principe du forage "Rotary"……………………………10
III. PETROCHIMIE…………………………………………………13
1. Raffinage……………………………………………………..13
1.1. Le prétraitement du pétrole brut (le dessalage)………..13
1.2. Les procédés de séparation du pétrole brut…………….14
1.2.1. La distillation atmosphérique……………………...15
1.2.2. La distillation sous vide……………………………17
1.3. Le craquage…………………………………………….17
1.3.1. Le craquage thermique…………………………….18
a. La viscoréduction……………………………………..18
b. Craquage à vapeur…………………………………….18
c. La cokéfaction………………………………………...18
1.3.2. Le craquage catalytique……………………………19
1.3.3. L’hydrocraquage ………………………………….20
1.4. Le reformage…………………………………………..20
1.4.1. Le reformage catalytique………………………….21
1.4.2. La production d’hydrogéné……………………….22
2. Les avantages et les inconvénients de pétrole……………….23
2.1. Sur le plan environnemental…………………………...24
2.2. Sur le plan économique………………………………..25
2.3. Sur le plan social………………………………………25
IV. CONCLUSION…………………………………………………26
V. REFERENCES………………………………………………….27

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Liste des figures
Figure 1 : Gisement structuraux, piège anticlinal

Figure 2 : Gisement structuraux, piège par faille

Figure 3 : Gisement structuraux, piège entourant un dôme de sel

Figure 4 : Gisement stratigraphique

Figure 5 : Prospection sismique par réflexion

Figure 6 : Prospection sismique par réflexion à l’eau

Figure 7 : Appareille de forage

Figure 8 : Procédés de dessalage

Figure 9 : Schéma de la distillation atmosphérique

Figure 10 : La distillation sous vide

Figure 11 : distillation sous vide

Figure 12 : procédé de craquage catalytique

Figure 13 : procédé de l’hydrocraquage

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 I. INTRODUCTION

L’industrie pétrochimique est un domaine qui est très important sur nos carrer comme
étudiants de propriétés physico-chimique des matériaux, les matériaux à base de pétrole sont
très nombreux commencé par les produits énergétiques comme le gaz de butane et les fuels de
divers véhicules jusqu’à tous les produits plastiqués qui nous les utilisons d’une manière
quotidienne.

Le but de cette étude est de caractérisé cette industrie, commencera par l’historique qui très
intéressant car le pétrole est joué un rôle important au développement industriel et le
développement de la culture humain globale, il constitue l’un des piliers majeurs de notre
économie.

On va étudier les aspects valorisation et tous qui considèrent la matière première et les procédés
passeront par les concepts scientifiques fondamentaux et techniques des procédés.

Le monde industriel nécessite le développement continu pour ça l’industrie de la pétrochimie

est témoin de nombreux changements technologiques et politiques dans le temps, nous allons
caractériser ce changement sur cette étude par voir les avantages et les inconvénients de
l’industrie sur diverse plan comme l’environnemental et social etc.

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 II. PETROLE

1. Historique

Il y a certainement beaucoup plus de 50 siècles que le pétrole est connu dans le monde. Cela
n’a rien d’étonnant puisque certains gisements étaient presque à fleurs de sol et des dégageaient
des vapeurs inflammables pour les signaler.

Les peuples bibliques et chinois l’utilisaient il y a 5 à 6000 ans pour l’éclairage ainsi que pour
la cuisson des aliments.

Il a fallu attendre 1859, date du 1er sondage par DRAK aux USA pour que les quantités obtenues
puissent faire l’objet d’une véritable industrie puisqu’aujourd’hui elle est devenue un véritable
enjeu politico- économique.

2. Origine de pétrole

De nombreux savants se sont penchés sur l’origine du pétrole. Deux théories sont nées.

Celle d’origine minérale défendues par des savants tels que Moissan et Sabatier.

Celle d’origine Organique défendue par Engler et Hofer C’est cette dernière théorie qui est
considérée aujourd’hui comme étant la plus vraisemblable.

Engler et Hofer ont obtenu au laboratoire des hydrocarbures à partir de poissons et de végétaux.
La présence de bactéries, d’azote, de soufre et parfois de phosphore dans les pétroles naturels,
ainsi que la présence générale d’eau salée en bordure des gisements de pétrole sont donc autant
d’arguments pour la théorie organique.

3. Formation des gisements de pétrole.

Une fois le pétrole formé dans la roche mère, il a été soumis à plusieurs forces :
Le poids exercé par les sédiments et Les forces géologiques etc.

Le pétrole a donc tendance à migrer c’est-à-dire à se frayer un chemin à travers les roches les
plus perméables ou fissures existantes à l’intérieurs de ces roches.

La migration se termine lorsqu’elle atteint un piège.

Le pétrole s’accumule dans une roche poreuse ou roche magasin ou roche réservoir.

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Au-dessus il y a une couche imperméable sui empêche le pétrole de migrer vers la surface C’est
la couverture de gisement.

3.1. Types de gisement

Les gisements structuraux : C’est la forme du terrain qui a provoqué l’accumulation des
hydrocarbures dans les pièges.

Figure 1 : Gisement structuraux, piège anticlinal

Figure 2 : Gisement structuraux, piège par faille

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 Figure 3 : Gisement structuraux, piège entourant un dôme de sel

Les gisements stratigraphiques : C’est la variation de la nature de la roche réservoir qui

devenant imperméable qui est responsable de l’accumulation du pétrole. Ce gisement est
beaucoup plus difficile à mettre en évidence que le premier.

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 Figure 4 : Gisement stratigraphique

4. Méthodes de prospection

4.1. Prospection géologique.

La sinuosité des couches profondes du terrain se prolonge sur les terrains affleurant en
surface, on peut alors par étude détaillée reconstituer la forme des pièges profonds.

Il arrive fréquemment qu’une étude géologique des surfaces ne soit pas possible, la forme des
terrains profonds étant masquée par des terrains plus récents

4.2. Prospection géophysique

Le perfectionnement des méthodes que pratiquent les observatoires géophysique pour l’étude
de la physique du globe ainsi que le matériel qui sert à leur mise en œuvre ont permis à faire
des pas de géants.

Exemple méthode gravimétrique et méthodes magnétiques. Elles donnent des résultats

quantitatifs du gisement.

4.3. Prospection électrique et tellurique

Découvertes par le savant français Schlumberger, ces méthodes utilisées comme les
précédentes (techniques de 1ere investigation).

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La base commune de ces deux méthodes électriques et telluriques est la différence des
résistivités des terrains sédimentaires lorsqu’ils sont parcourus par des courant électriques
pour la première et par des courants naturels pour les seconds.

4.4.Prospection sismique

Elle donne des résultats quantitatifs, elle est largement utilisée. Il existe deux catégories de
prospection sismique

✓ La sismique réflexion

✓ La sismique réfraction
La sismique réflexion C’est une véritable “méthode miracle”, qui s’est développée à partir des
années 1930, afin de localiser plus efficacement de nouveaux gisements de pétrole
prometteurs.

Dans la sismique réflexion Une charge de quelques Kg d’explosifs est mise à feu dans un
puits creusé à faible profondeur. Les ondes sonores créent par l’explosion se propagent à
travers des ondes réfléchies sur les terrains de nature différentes (ex : la surface de séparation
d’une marne et d’un calcaire). Les ondes réfléchies sont accueillies en surface par une séries
de sismographes alignés ainsi que le lieu de l’explosion sur le profil.

Principe de la sismique-réflexion :

Figure 5 : Prospection sismique par réflexion

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 • A partir d'une explosion ou d'une masse tombant sur le sol, on émet des ondes dans le
sol.
• Ces vibrations se propagent dans toutes les directions.
• Dès lors qu’elles rencontrent une couche géologique, une partie des ondes se
réfléchissent et repartent vers la surface. Une autre partie d’entre elles se réfracte,
continuant à aller plus profondément, jusqu’à rencontrer une seconde couche
géologique. Le processus se répète ainsi de suite.
• En plaçant des récepteurs très sensibles : les géophones, à distance de l’émetteur, on
récupère et on enregistre donc toute une série complexe d’ondes, Les premières à
arriver sont celles qui se sont déplacées en surface, puis viennent celles qui se sont
réfléchies sur la première couche géologique, puis celles réfléchies sur la suivante, et
ainsi de suite. On mesure de la sorte le temps qu’a mis une onde réfléchie sur une
couche géologique pour se déplacer de l’émetteur au récepteur. En déplaçant émetteur
et récepteur de nombreuses fois, on parvient à construire une image en temps et à deux
dimensions (2D) du sous-sol et des couches géologiques.
• On émet ensuite des hypothèses sur les vitesses de propagation des ondes dans les
différentes couches, ce qui permet de construire une image en profondeur, celle qui
intéresse le plus les géologues et les foreurs.
A partir de cette image, on réalise ensuite une coupe géologique plus parlante En
utilisant toute la série de ces images 2D en temps et en profondeur, on dresse des cartes
du sous-sol pour évaluer les pièges à hydrocarbures.

Cette technique est “plus facile”, car il n’y a pas d’obstacle naturel au déplacement de l’émetteur
et des récepteurs d’ondes.

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 Figure 6 : Prospection sismique par réflexion à l’eau

La "couche" d'eau est considérée comme une couche rocheuse homogène, très facile à pénétrer.
Afin d’obtenir une image plus précise et plus fiable du sous-sol, on emploie la technique de la
sismique 3D plus chère, mais beaucoup plus efficace que la 2D, elle permet même souvent de
repérer directement les hydrocarbures dans les couches géologiques.

Les récepteurs sont placés en nappes afin de construire une image du sous-sol en volume (en
trois dimensions).

La technique de la sismique 4D va plus loin encore, en faisant intervenir la quatrième

dimension (le temps) sur un gisement en production, on effectue plusieurs enregistrements
successifs de sismique 3D, à intervalles de temps réguliers, La comparaison des enregistrements
permet ensuite de suivre l’évolution du gisement pendant sa production.

Vérification des hypothèses a la fin des études sur une zone, géologues et géophysiciens ont
réalisé la carte géologique, ont établi l'imagerie 2D, 3D voir même 4D du sous-sol, et ont défini
un certain nombre de prospects. Pour chaque prospect, ils ont calculé une fourchette de réserves
potentielles (celles-ci ne peuvent pas être calculés précisément) de pétrole et de gaz. Les

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réserves représentent la part de l’accumulation que l'on va pouvoir extraire et ramener à la
surface pour l’exploiter.

Actuellement, une campagne de prospection sur six est un succès, parmi six puits forés à titre
exploratoire un seul est déclaré productif et peut servir à l'extraction de pétrole Les autres n'en
contiennent pas ou trop peu pour être rentables aux vues du prix du baril.

5. Forage

Après avoir mené différentes études géologiques et géophysiques, les experts ont déterminé
l'emplacement théorique d'un piège à pétrole, « le prospect ».

Afin de confirmer les théories, il faut à présent forer, c'est-à-dire percer en profondeur, afin de
confirmer la présence d'hydrocarbures.

Dans cette partie, nous nous intéresserons uniquement au forage vertical terrestre, conscients
que d'autres types de forages existent tels le forage horizontal sur terre, ainsi que diverses autres
techniques d'extraction en mer.

5.1. Principe du forage "Rotary"

Afin d'accéder directement à la poche contenant les hydrocarbures, les foreurs vont devoir
réaliser un " trou de forage ".

En 430 avant JC, les Chinois foraient déjà les premiers puits à l'aide d'une tige de bambou : la
pointe cognait la terre et perçait le sol. Cette technique fut utilisée pendant des siècles avec
quelques variations sur les outils.

Actuellement, la méthode de forage généralement utilisée est celle du " Rotary ", bien plus
rapide et efficace.

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Cette méthode consiste tout d'abord à mettre en place un " appareil de forage " (voir schéma
plus bas). Celui-ci est très cher, coûtant 3 millions d'euros en moyenne.

Figure 7 : Appareille de forage

LEGENDE

1 Fixation du palan
2 Derrick
3 Palan mobile (une sorte de double corde métallique très solide sous forme de
poulie)
4 Crochet
5 Tête d'injection
6 Colonne d'injection de boue
7 Table de rotation entraînant les tiges de forage
8 Treuil
9 Moteur

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10 Pompe à boue
11 Bourbier

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 III. PETROCHIMIE
1. Raffinage

Le raffinage des hydrocarbures consiste à mettre en œuvre des produits chimiques, des
catalyseurs, la chaleur et la pression pour séparer et combiner les types fondamentaux de
molécules d’hydrocarbures présents à l’état naturel dans le pétrole brut en groupes similaires.
Il permet aussi de réarranger les structures et les liaisons moléculaires pour obtenir des
composés et des molécules d’hydrocarbures différents et plus intéressants. C’est le type
d’hydrocarbure (paraffinique, naphténique ou aromatique), davantage que les composés
chimiques présents, qui est le facteur le plus important du procédé de raffinage.

1.1. Le prétraitement du pétrole brut (le dessalage)

Le pétrole brut contient souvent de l’eau, des sels inorganiques, des solides en suspension et
des traces de métaux solubles dans l’eau.
La première étape du raffinage consiste à éliminer ces contaminants par dessalage
(déshydratation) pour réduire la corrosion, le colmatage et l’encrassement des installations et
empêcher l’empoisonnement des catalyseurs dans les unités de production.
Le dessalage chimique, la séparation électrostatique et la filtration sont trois méthodes typiques
de dessalage du pétrole brut. Dans le dessalage chimique, on ajoute de l’eau et des agents tensio-
actifs (désémulsifiants) au pétrole brut, on chauffe pour dissoudre ou fixer à l’eau les sels et les
autres impuretés, puis on conserve ce mélange dans un bac pour que la phase aqueuse décante.
Dans le dessalage électrostatique, on applique des charges électrostatiques de tension élevée
pour concentrer les gouttelettes en suspension dans la partie inférieure du bac de décantation.
On ajoute des agents tensio-actifs uniquement lorsque le pétrole brut renferme beaucoup de
solides en suspension.
Un troisième procédé, moins courant, consiste à filtrer le pétrole brut chaud sur de la terre à
diatomées. Dans les dessalages chimique et électrostatique, on chauffe la matière première brute
jusqu’à une température comprise entre 66 °C et 177 °C, pour réduire la viscosité et la tension
superficielle et faciliter ainsi le mélange et la séparation de l’eau la température est limitée par
la pression de vapeur du pétrole brut. Ces deux méthodes de dessalage sont réalisées en continu.
Une base ou un acide sont parfois ajoutés pour ajuster le pH de l’eau de lavage on peut aussi
ajouter de l’ammoniac pour réduire la corrosion.
Les eaux usées et les contaminants qu’elles contiennent sont repris à la partie inférieure du bac
de décantation et acheminés vers l’unité d’épuration des eaux usées. Le pétrole brut dessalé est

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récupéré en continu à la partie supérieure du bac de décantation et envoyé à une tour de
distillation atmosphérique (tour de fractionnement).

Figure 8 : Procédés de dessalage

1.2. Les procédés de séparation du pétrole brut

La première étape du raffinage est le fractionnement du pétrole brut dans des tours de distillation
atmosphérique et sous vide.

Le pétrole brut chauffé est physiquement séparé en diverses fractions, ou fractions de

distillation directe, différenciées par leurs plages de points d’ébullition et classées, par ordre de
volatilité décroissante en gaz, distillats légers, distillats moyens, gazole et résidus. Le
fractionnement permet de séparer les différentes fractions car, en raison de la différence de
température entre le bas et le haut de la tour, les constituants à point d’ébullition plus élevé se
condensent à la partie inférieure de la tour, tandis que les fractions à point d’ébullition plus bas
montent plus haut dans la tour avant de se condenser. Dans la tour, les vapeurs qui montent et
les liquides qui descendent (reflux) se mélangent à des niveaux où leurs compositions sont en
équilibre. La tour comporte à ces niveaux des plateaux qui permettent de soutirer les fractions
liquides qui s’y condensent. Dans une unité typique à deux étages, la tour de distillation
atmosphérique, qui produit des fractions et des distillats légers, est immédiatement suivie d’une
tour de distillation sous vide dans laquelle sont traités les résidus de la distillation
atmosphérique. Après la distillation, seuls quelques hydrocarbures peuvent être utilisés comme
produits finis sans traitement supplémentaire.

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 1.2.1. La distillation atmosphérique

Dans les tours de distillation atmosphérique, le pétrole brut dessalé est préchauffé en utilisant
la chaleur recyclée provenant des procédés. Cette charge est ensuite acheminée vers un
réchauffeur à chauffage direct, puis vers le bas d’une colonne de distillation verticale, à des
pressions légèrement supérieures à la pression atmosphérique et à des températures allant de
343 °C à 371 °C, pour éviter tout craquage thermique indésirable qui se produirait à des
températures plus élevées. Les fractions légères (à bas point d’ébullition) se diffusent dans la
partie supérieure de la tour, d’où elles sont soutirées en continu et acheminées vers d’autres
unités en vue de subir un traitement plus poussé avant d’être mélangées et distribuées.

Figure 9 : Schéma de la distillation atmosphérique

Les fractions ayant les points d’ébullition les plus bas, comme le gaz combustible et le naphta
léger, sont soutirées au sommet de la tour sous forme de vapeurs. Le naphta, ou essence de
distillation directe, est repris à la partie supérieure de la tour comme produit de tête. Ces produits
sont utilisés comme matières premières et de reformage, essences de base, solvants et gaz de
pétrole liquéfiés.

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Les fractions ayant un intervalle d’ébullition intermédiaire, dont le gazole, le naphta lourd et
les distillats, sont soutirées latéralement dans la section médiane de la tour. Elles sont soumises
à des opérations de finition en vue d’être utilisées comme kérosène, carburant diesel, mazout,
carburéacteurs, matières premières des unités de craquage catalytique et essences de base.
Certaines de ces fractions liquides sont débarrassées de leurs produits plus légers qui sont
réinjectés dans la tour comme reflux descendants.

Les fractions plus lourdes à point d’ébullition plus élevé (appelées résidus, queues de distillation
ou résidus de première distillation) qui se condensent ou qui restent dans la partie inférieure de
la tour sont utilisées comme fiouls ou matières premières pour les unités de production de
bitume ou de craquage, ou sont acheminées vers un réchauffeur et une tour de distillation sous
vide pour subir un fractionnement plus poussé.

Figure 10 : La distillation sous vide

Dans les tours de distillation sous vide, la pression est suffisamment basse pour empêcher le
craquage thermique lors de la distillation des queues de distillation ou des résidus de première
distillation provenant de la tour de distillation atmosphérique où la température est plus élevée.
L’intérieur de certaines tours de distillation sous vide est différent de celui des tours de
distillation atmosphérique au lieu de plateaux, on trouve un garnissage disposé de façon
aléatoire et des tamis contre les entraînements.
On utilise parfois des tours de diamètre plus grand pour avoir une vitesse d’écoulement plus
faible. Une tour sous vide typique de première phase peut produire des gazoles, des huiles
lubrifiantes de base et des résidus lourds se prêtant au désasphaltage au propane. Une tour de
seconde phase fonctionnant sous un vide plus poussé permet de distiller les résidus
excédentaires provenant de la tour de distillation atmosphérique qui ne servent pas au traitement
des huiles lubrifiantes de base, ainsi que les résidus excédentaires provenant de la première tour
de distillation sous vide qui ne sont pas soumis au désasphaltage.

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La distillation sous vide est normalement utilisée pour séparer les produits devant être envoyés
aux unités de craquage catalytique des fractions résiduelles. Les queues de distillation sous vide
peuvent aussi être acheminées vers un four à coke, être utilisées comme base de lubrifiant ou
de bitume, ou encore être désulfurées et mélangées à du mazout à faible teneur en soufre.

Figure 11 : distillation sous vide

1.3. Le craquage

Après la distillation, d’autres procédés sont mis en œuvre pour modifier la structure
moléculaire des fractions en vue d’obtenir des produits plus recherchés. L’un de ces procédés,
le craquage, fragmente (ou coupe) les fractions plus lourdes à point d’ébullition plus élevé
pour donner des produits plus utiles tels que des hydrocarbures gazeux, des essences de base,
du gazole et du fioul. Durant le craquage, certaines molécules se combinent (se polymérisent)
pour en former de plus grosses. Il y a essentiellement trois types de craquage, à savoir le
craquage thermique, le craquage catalytique et l'hydrocraquage.

1.3.1. Le craquage thermique

Dans les procédés de craquage thermique, mis au point en 1913, on chauffe du fioul léger et
du pétrole lourd sous pression dans de grands ballons, jusqu’à ce qu’ils se fragmentent en
molécules plus petites possédant de meilleures propriétés antidétonantes. Cette ancienne
méthode, qui donnait d’importantes quantités de coke solide indésirable, a évolué en procédés
de craquage thermique modernes comprenant la viscoréduction, le craquage à la vapeur et la
cokéfaction.

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 a. Viscoréduction

La viscoréduction est une forme de craquage thermique modéré de mélanges lourds qui permet
de réduire le point d’écoulement des résidus cireux et de diminuer considérablement la viscosité
du produit sans modifier sa plage d’ébullition.

Le résidu de distillation atmosphérique est soumis à un craquage modéré à la pression

atmosphérique dans un réchauffeur. La température est rapidement abaissée à l’aide de gazole
froid pour prévenir tout craquage excessif, puis le mélange est soumis à détente dans une tour
de distillation. Le goudron résiduel obtenu lors du craquage thermique, qui s’accumule au fond
de la colonne de fractionnement, est soumis à une détente sous vide dans une colonne de
rectification et le distillat est recyclé.

b. Craquage à vapeur

Le craquage à la vapeur produit des oléfines par craquage thermique de grosses molécules
d’hydrocarbures à des pressions légèrement supérieures à la pression atmosphérique et à des
températures très élevées. Le résidu du craquage à la vapeur est mélangé à des combustibles
lourds. Le naphta produit par craquage à la vapeur contient normalement du benzène qui est
extrait avant l’hydrotraitement.

c. La cokéfaction

La cokéfaction est un craquage thermique poussé permettant d’obtenir de l’essence de

distillation directe (naphta de cokéfaction) et divers distillats moyens qui sont envoyés dans les
unités de craquage catalytique. Ce procédé réduit si complètement l’hydrogène contenu dans
les molécules d’hydrocarbure que le résidu est constitué de carbone presque pur « coke ».

1.3.2. Le craquage catalytique

Le craquage catalytique permet d’obtenir des molécules plus simples par fragmentation
d’hydrocarbures complexes, d’améliorer ainsi la qualité et d’augmenter la quantité de produits
légers plus intéressants et de diminuer la quantité de résidus.

Des hydrocarbures lourds sont exposés, dans des conditions de température élevée et de basse
pression, à des catalyseurs qui initient les réactions chimiques. Au cours de ce processus, il y a
réarrangement de la structure moléculaire, ce qui transforme les charges d’hydrocarbures lourds

- 19 -
en fractions plus légères, par exemple kérosène, essence, gaz de pétrole liquéfiés, fioul
domestique et charges pétrochimiques.

On choisit le catalyseur de façon à obtenir à la fois la réactivité la plus élevée possible et la

meilleure résistance à l’attrition. Les catalyseurs utilisés dans les unités de craquage des
raffineries sont normalement des matières solides poreuses (zéolite, hydrosilicate d’aluminium,
argile de bentonite traitée, terre à foulon, bauxite et silicoaluminates) se présentant sous forme
de poudres, de billes, de pastilles ou de granules façonnés appelés extrudâtes.
Tous les procédés de craquage catalytique comportent trois fonctions de base:
• réaction — la charge réagit avec le catalyseur et est fragmentée en différents hydrocarbures.
• régénération — le catalyseur est réactivé par combustion du coke.
• fractionnement — les produits de craquage sont séparés en diverses fractions.

Figure 12 : procédé de craquage catalytique

1.3.3. L’hydrocraquage

L’hydrocraquage est un procédé en deux étapes combinant le craquage catalytique et

l’hydrogénation, procédé au cours duquel les produits souhaités sont obtenus par craquage de
fractions distillées en présence d’hydrogène et de catalyseurs spéciaux.

L’hydrocraquage présente, par rapport au craquage catalytique, l’avantage de permettre de

traiter sans désulfuration préalable des charges riches en soufre. Dans ce procédé, la charge de
substances aromatiques lourdes est convertie en produits plus légers sous de très fortes
pressions et à des températures assez élevées.

L'hydrocraquage produit des quantités relativement importantes d’isobutane soumis ensuite à

l’alkylation, et produit en outre une isomérisation qui permet de régler le point d’écoulement et
le point de fumée, deux paramètres importants dans les carburéacteurs de haute qualité.

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 Figure 13 : procédé de l’hydrocraquage

1.4. Le reformage

Le reformage catalytique est un procédé qui permet de modifier les molécules d’hydrocarbures
et d’obtenir ainsi des produits présentant des caractéristiques différentes. Après craquage, il faut
traiter certaines essences pour améliorer leurs performances, même si elles sont constituées de
molécules de taille appropriée certaines de leurs qualités, comme l’indice d’octane ou la teneur
en soufre, peuvent en effet être améliorées. Le reformage à la vapeur constitue une autre source
d’hydrogène qui est utilisé dans le procédé d’hydrogénation.

1.4.1. Le reformage catalytique

Le procédé de reformage catalytique permet de convertir les naphtas lourds à faible indice
d’octane en hydrocarbures aromatiques pouvant servir de matières premières pour l’industrie
pétrochimique et en constituants pour l’essence à indice d’octane élevé, appelés reformats, par
réarrangement moléculaire ou déshydrogénation.

Selon la charge et les catalyseurs, les reformats peuvent avoir des concentrations très élevées
de toluène, de benzène, de xylène et d’autres constituants qui sont utiles dans la préparation de
l’essence et dans les procédés pétrochimiques.

L’hydrogène, important sous-produit, est séparé du reformat en vue d’être recyclé et utilisé
dans d’autres procédés. Le produit obtenu dépend de la température et de la pression dans le
réacteur, du catalyseur utilisé et du taux de recyclage de l’hydrogène. Certaines unités de
reformage catalytique fonctionnent à basse pression, tandis que d’autres fonctionnent à haute
pression. Dans certaines unités, le catalyseur est régénéré en continu dans d’autres, les
catalyseurs de tous les réacteurs sont régénérés durant les opérations de révision totale, alors
que dans d’autres encore, on met l’un après l’autre les réacteurs hors service pour régénérer le
catalyseur.

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Durant le reformage catalytique, on traite la charge de naphta avec de l’hydrogène pour éliminer
les contaminants, comme les composés chlorés, soufrés et azotés, qui pourraient altérer le
catalyseur. Le produit est vaporisé par détente et fractionné dans des tours où l’on élimine les
gaz et les contaminants résiduels. La charge de naphta désulfuré est acheminée dans l’unité de
reformage catalytique où elle est chauffée jusqu’à vaporisation, puis envoyée dans un réacteur
comportant un lit fixe de catalyseur métallique ou bimétallique contenant une petite quantité de
platine, de molybdène, de rhénium ou d’autres métaux nobles. Les deux principales réactions
qui se produisent sont la production de composés aromatiques à indice d’octane élevé, par
élimination de l’hydrogène des molécules de la charge, et la conversion des paraffines linéaires
en paraffines ramifiées ou iso paraffines.

1.4.2. La production d’hydrogène (reformage à vapeur)

Dans le reformage à la vapeur, les gaz désulfurés sont mélangés à de la vapeur surchauffée et
le reformage est réalisé dans des tubes contenant un catalyseur à base de nickel.

Le gaz reformé, qui est constitué de vapeur, d’hydrogène, de monoxyde de carbone et de

dioxyde de carbone, est refroidi et traité dans des convertisseurs où le monoxyde de carbone
réagit avec la vapeur pour donner de l’hydrogène et du dioxyde de carbone. Le dioxyde de
carbone est lavé dans des solutions d’amine et rejeté dans l’atmosphère pendant que les
solutions sont réactivées par chauffage. Le monoxyde de carbone qui subsiste dans le reformat
est converti en méthane.

- 22 -
 2. Les avantages et les inconvénients de pétrole

2.1. Les inconvénients et les avantages sur le plan environnemental

a. Les avantages

L’utilisation du pétrole ne présente aucun avantage sur le plan environnemental quant à son
utilisation directe. Il s’agit d’une source d’énergie utilisée pour le transport et la fabrication de
produits, qui n’engendre aucun effet bénéfique pour l’environnement. Par ailleurs, son usage
est plus approprié que le charbon, dans la mesure où sa combustion émet moins de GES que
l’utilisation directe du charbon.

b. Les inconvénients
Les inconvénients liés à l’utilisation du pétrole sont importants. Son utilisation est la
principale source de production de gaz à effet de serre, qui contribuent au réchauffement de la
planète. Et les conséquences de ce réchauffement pourraient amener des changements
significatifs pour la survie de l’humanité. De plus, la combustion du pétrole amène la
production de particules et de produits très nocifs pour la santé humaine. Des exemples
probants démontrent que, dans tous les pays où l’on utilise le pétrole comme carburant pour
les véhicules routiers, les particules et les produits nocifs issus de la combustion du pétrole
ont des effets directs et importants sur la longévité de l’être humain, le cas le plus probant
étant la Chine où la concentration de telles particules atteint des sommets.

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 2.2. Les inconvénients et les avantages sur le plan expérimental
a. Les avantages

Sur le plan économique, selon que l’on est un pays qui produit et exporte du pétrole ou un pays
où l’on importe le pétrole consommé localement, les effets économiques peuvent s’avérer
positifs ou négatifs, selon le cas. Ainsi, si le pétrole est disponible localement afin de répondre
aux besoins d’une collectivité, non seulement la ressource est disponible localement

Un avantage important puisqu’on n’est pas soumis aux aléas de disponibilité d’une ressource
venant de l’étranger –, mais, de plus, elle répond aux besoins en carburants de cette collectivité.
Ce faisant, l’économie est améliorée et il en découle généralement un niveau de vie élevé dans
de telles collectivités. Par ailleurs, si la production de pétrole est supérieure à la consommation
locale, les revenus liés à l’exportation de pétrole peuvent enrichir la

Collectivité, qui dispose de revenus additionnels provenant d’une telle ressource. Par exemple,
le haut niveau de vie que connaissent les peuples saoudiens et norvégiens est un exemple
probant des importants revenus tirés de l’exportation de pétrole. Quant à son utilisation, il faut
reconnaître le fait que le pétrole demeure une source d’énergie éminemment pratique qui hausse
la productivité et permet de produire beaucoup plus. À titre d’exemple, dans le monde agricole,
alors qu’une grande partie de la population était mobilisée pour produire la nourriture pour la
collectivité, l’utilisation de machinerie alimentée au pétrole permet de produire beaucoup plus
de denrées alimentaires avec une moins grande concentration de travail humain. L’utilisation
du pétrole est économiquement avantageuse dans une multitude de secteurs économiques, et
son avantage va donc bien au-delà de la simple production ou exportation de la ressource.

b. Les inconvénients

À contrario, si une collectivité ne produit pas – ou peu – de pétrole pour répondre à ses besoins
propres, elle doit importer le pétrole de pays qui sont des exportateurs de cette ressource.

Ainsi, ces sommes qui sont envoyées à l’étranger ne bénéficient pas à la collectivité locale et
amènent une baisse dans l’économie, ce qui entraîne généralement un endettement croissant et
un appauvrissement collectif.

C’est le cas notamment du Québec, de l’Inde, de la Chine… qui doivent importer le pétrole
consommé pour leurs besoins. Dans de telles situations, ces pays éprouvent de grandes
difficultés à se développer alors que les fonds disponibles sont orientés pour l’importation de
pétrole, ce qui en laisse moins pour financer l’enseignement, la santé, les arts

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 2.3. Les avantages et les inconvénients sur le plan social
a. Les avantages

Sur le plan social, l’on peut affirmer que l’utilisation première du pétrole concerne le transport
routier, autant pour le transport de marchandises que pour le transport individuel. Ainsi, la
production de produits peut se réaliser dans des pays autres que ceux où ils sont consommés,
ce qui permet d’augmenter l’activité économique à l’échelle de la planète, et de favoriser le
développement économique et social de pays plus pauvres, permettant à la population locale de
s’enrichir et de répondre à ses besoins quotidiens.

Sur le plan des échanges entre les populations de différents pays, on peut certes affirmer que
la disponibilité de moyens de transport de masse permet à l’être humain de découvrir de
nouveaux pays et les gens qui y habitent. Cela non seulement favorise les échanges directs entre
des citoyennes et citoyens de différentes cultures et origines, mais contribue à la paix dans le
monde, les êtres humains sachant mieux répondre aux besoins et aux attentes des gens vivant
dans d’autres pays.

De plus, en ce qui a trait au transport individuel, la disponibilité de véhicules de transport

individuel permet aux personnes de se déplacer librement dans leur environnement immédiat
et il en résulte donc des échanges plus fréquents et directs entre les citoyennes et citoyens d’une
même collectivité.

b. Les inconvénients

Sur le plan social, on peut affirmer que l’utilisation du pétrole a permis l’essor du transport
individuel dans nos villes et dans nos régions. À cet égard, force est de constater que nos villes
ont été remodelées pour privilégier le transport routier individuel et que, ce faisant, la place de
l’être humain dans son environnement urbain a été reléguée au deuxième plan. Par conséquent
sont disparus les îlots de verdure ainsi qu’un aménagement urbain centré sur la place de
l’humain dans son interactivité au quotidien.

De plus, il a été précisé que le pétrole sert à produire de nombreux composés que nous utilisons
tous les jours, les plastiques étant les plus présents dans notre environnement. Or, certains de
ces composés plastiques, tel le bisphénol A (BPA) utilisé pour fabriquer divers contenants, sont
très nocifs pour l’être humain et méritent une attention particulière si l’on tient à préserver un
environnement urbain de qualité.

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 IV. CONCLUSION

Le développement de l’industrie pétrochimique est toujours en cours pour résoudre les

différents problèmes de ce domaine, mais le grand challenge est de résoudre les problèmes de
l’environnement.

Sur la dernière Cop 22 de Marrakech on a vu comment les pays du monde à rassemblé sur la
décision de l’importance de changer leurs sources d’énergie actuel qui le pétrole par une source
d’énergie respectueux de l'environnement.

Au côté technique le développement de pétrochimie est concerné sur le développement des

nouveaux technique de prospection pour ouvrir la port sur des nouveaux gisements, aussi les
techniques de forage, est finalement les différents procédés pour extraire les différents produits
à base de pétrole comme nous savons que la concurrence dans le monde industrielle chimique
est spécialement sur le cout des produits fourni sur le marché donc ce type de développement
technique des procédés est très importants, par exemple au Maroc l’industrie de pétrochimie à
Mohammadia SAMIR est arrêter de travaille à cause de négligé le côté développement de
procédés comme résulta leurs produits ne sont pas encore compétitive dans le marché.

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 V. REFERENCES

Université Hassan 2, Faculté de Bn Msik, cour de pétrochimie, Pr. Anbaoui Jabry Zoubida.

Académie des Technologies (National Academy of Technologies of France).

Les combustibles fossiles, Université Laval de Quebec.

La recette géologique du pétrole, Science Citoyen, Université Louis Pasteur de Strasbourg.

Les découvertes de gisements et les enjeux, ULB Bruxelles.

Pétrole : origine, production et traitement, Union pétrolière de Zurich.

LE RAFFINAGE DU PÉTROLE - Richard S. Kraus

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