Intitulé de la Licence : Génie Pétrochimique

Semestre : 6

Objectifs de l’enseignement :
• Donner une « culture pétrolière » aux étudiants
• Décrire le rôle et les caractéristiques de quelques grands procédés de raffinage
• Donner un aperçu des différents schémas de raffinage et de leur évolution avec les nouvelles contraintes
sur les spécifications. Acquérir une vue d’ensemble de la Chimie Industrielle. L’approche privilégiée est
celle du procédé : il s’agit de pouvoir analyser un schéma de procédé (savoir justifier le choix des
appareils, des recyclages, des conditions opératoires …) et, à l’inverse, de concevoir un schéma par blocs
à partir de la description du procédé.
Connaissances préalables recommandées :
Avoir le niveau Bac +2 dans les disciplines scientifiques et Techniques, notamment dans la filière Industries
Pétrochimiques.
Contenu de la matière : Procédés de raffinage et de Pétrochimie
Présentation du monde de la chimie industrielle
Grands domaines de la chimie industrielle ; Caractéristiques de l’industrie chimique ; Matières premières
naturelles ; Sources d’énergie ; Voies d’accès aux principaux produits de base ; Principales filières de
transformation
Pétroles bruts et produits pétroliers : propriétés des pétroles bruts, caractéristiques des produits
pétroliers, règles de mélange, constitution des produits finis par mélange de bases.
Distillation : analyse des conditions de fonctionnement dʼune colonne de disillaion, étude de cas de
réglage.
Procédés de raffinage : caractéristiques des charges et des produits, analyse du fonctionnement en
opération, paramètres de réglage, critères de performance et optimisation, principaux incidents Distillation
atmosphérique - Distillation sous-vide ; Reformage catalytique ; Hydrotraitements, hydrodésulfuration ;
Procédés de conversion ; Procédés de finition ; Chaîne soufre ; Fabrication des bitumes.
Procédés de Pétrochimie : Les bases pétrochimiques
1. Les oléfines
a. L’éthylène ; b. Les polyéthylènes ; c. Le propylène ; d. Les hydrocarbures aromatiques
- Fabrication de benzène par carbonisation de la houille
- Matières premières benzéniques
- Les procédés d’extraction des aromatiques
- Utilisation des aromatiques et de leurs dérivés.
5. L’ammoniac
6. Les polymères Pétrochimiques
- Classification ; - Le polymère (C2 H2) n ; et le polymère (C3 H6) n
- Les polystyrènes
- Les polydioléfines
- Procédé de polymérisation.

Mode d’évaluation : Examen

Références:
R. Perrin, J.-P. Scharff , Chimie Industrielle, Dunod, collection Sciences Sup, 1997 - 2e édition.
A. Chauvel , G. Lefebvre et L. Castex , Procédés de Pétrochimie, caractéristiques techniques et
économiques, Technip Ed., 1985.
B. Lefrançois, Chimie Industrielle, cours et problèmes résolus,Paris Lavoisier, 1995
Sommaire
Chapitre 1 :

Présentation du monde de la chimie Industrie

1- L'industrie chimique est le secteur industriel dont l'activité consiste à fabriquer des produits par
synthèse chimique contrôlée. Ce secteur regroupe entre autres la pétrochimie, la chimie
phytosanitaire, l'industrie pharmaceutique, la fabrication de polymères, de peintures et
l'oléochimie. Cette industrie est de type process. L'industrie chimique fabrique à la fois des
produits chimiques de base, des produits chimiques intermédiaires et des produits finis.

La chimie industrielle est donc le domaine des applications de la chimie à grande échelle par
l’utilisation des procédés et les lois fondamentales de la chimie. Elle englobe ces domaines :
La chimie de base (ou chimie amont » ou encore chimie lourde), division de l'industrie chimique
qui fabrique des produits de base tels que la soude, le chlore, l'éthylène, l'acide chlorhydrique et les
monomères. Ces produits servent le plus généralement de produits de départ ou de grands
intermédiaires pour la fabrication de principes actifs. Ils sont parfois utilisés comme produits finis. Les
réactifs sont issus de produits naturels ou des ressources ayant subi peu de prétraitements, tels le
pétrole ou des minéraux.
 La chimie fine, (ou chimie de spécialité), division de l'industrie chimique qui fabrique des
composés et des principes actifs qui vont être utilisés dans les produits finis. Ces composés
actifs sont produits à partir des produits issus de la chimie de base.
 L'industrie pharmaceutique, pour les entreprises qui fabriquent des médicaments.
Le secteur industriel qui conditionne des produits issus de l'industrie chimique sous une forme
utilisable, est la parachimie.
Elle se caractérise par la production et la transformation des Matières à grande quantité et
l’utilisation des installations gigantesques et des équipements très développés pour obtenir des produits
semi-finis et des produits finis. Tels que : naphtas pour l’envoyer aux unités d’isomérisation pour
produire de l’essence, les bitumes. Les matières premières sont principalement les produits des dérivés
pétroliers, les minéraux, produits naturels ( plantes , végétaux, aliments)
2-Sources d’énergie :
Ces procédés chimiques industrielles sont aussi une des bases à produire d’énergie (électricité,
charbon, … essence, et autres…) pour cela les raffineries dans le monde sont des grandes
constitutions, elles regroupent chacune des unités et des services comme le cas des raffineries
pétrolières l’existence de :
- Unité de forage
 - Distillation Primaire (Topping) (Atmosphérique)
- Distillation sous vide
- Unités des traitements et des transformations
- Hydrotraitements
- Isomérisation
- Alkylation
- Reformage catalytique
- Craquage catalytique
- Unités de Désasphaltage
3-notion sur le pétrole :
Le pétrole c’est quoi ?
Les coupes pétrolières sont ?
Quels sont les caractéristiques du pétrole ?
3-1-le pétrole :
Le terme pétrole vient du latin pétra- Oléum qui signifie littérairement «huile de pierre».
C’est une huile inflammable variant de la couleur jaune à la couleur noire. Elle est constituée d’une
grande variété d’hydrocarbures trouvés dans les strates sédimentaires de la terre.
Le pétrole désigne un liquide composé principalement:
- Des molécules d'hydrocarbures (formées uniquement de carbone et d'hydrogène).
- Des molécules lourdes plus complexes (incluant de l'oxygène, de l'azote et du soufre)
appelées résines ou asphaltènes
Ce pétrole s'est formé au sein des bassins sédimentaires par transformation de la matière organique.
Une des conditions essentielles à la formation de pétrole réside dans l’accumulation d’une
importante quantité de matière organique qui doit être enfouie rapidement, afin de limiter les
dégradations bactériennes en présence d’oxygène Certains de ses composants peuvent être:
- Gazeux, Liquides, et parfois solides
Et ceci selon la température et la pression. Cela explique la consistance variable du pétrole, plus ou
moins visqueuse ou liquide.

3-2- Origine de pétrole :

De nombreux savants se penchés sur l’origine du pétrole. Deux théories sont nées: celle de
l’origine minérale et celle de l’origine organique, c’est cette dernière théorie qui Est considérée.
Aujourd’hui comme la plus vraisemblable. Le pétrole et le gaz seraient formés à partir de matières
organiques animales ou végétales, La transformation de matière organique en pétrole s’échelonne
sur des dizaines de millions d’années, en passant par une substance intermédiaire appelée kérogène.
La matière organique se serait ainsi accumulée au fond des mers, des océans, des lacs et des deltas,
mélangée à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins), créant ainsi des boues de
sédimentation et formant le «sapropel». La pression développée au fur et à mesure par
l’accumulation des sédiments au cours des temps géologiques, la température, l’action des bactéries
en milieu réducteur c'est-à- dire en absence d’oxygène, auraient petit à petit transformé ce
«sapropel» en pétrole.
3-3- formation des gisements du pétrole :
La partie du sous- sol dans laquelle s’est formé le pétrole est appelé roche mère. Une fois
formé, il est soumis à plusieurs forces : le poids des sédiments, les forces géologiques, les
différences de densités avec l’eau salée qui l’accompagne, etc. dans le but de réduire l’effet de ces
forces, le pétrole a tendance à se déplacer vers d’autres endroits en empruntant un chemin à travers
les roches les plus perméables ou les fissures existant à l’intérieur de ces roches. Cette migration
s’effectue de la roche mère vers la surface de la terre, en traversant les sédiments; cela est dû à ce
que la densité du pétrole est plus faible que celle de l’eau. L’endroit où s’arrête la migration du
pétrole est appelé ‘’piège’’.
Un piège comporte :
Une roche poreuse dans laquelle s’accumule le pétrole, c’est ce que l’on appelle «roche magasin»
ou «roche réservoir».-au-dessus de cette «roche magasin», une couche suffisamment imperméable
pour empêcher le pétrole de migrer vers la surface; c’est ce que l’on appelle «roche couverture» ou
également «roche imperméable», comme une couche de sel par exemple. L’ensemble des roches
mères et des roches réservoirs constitue ce que l’on appelle un gisement pétrolier. Dans ce réservoir
poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de l’eau en raison
des densités respectives de ces produits (le gaz naturel est plus léger que le pétrole, lui-même plus
léger que l’eau).
 Schéma simplifié d’un gisement de pétrole

3-4- Composition du pétrole brut :

1- Les hydrocarbures :
Le pétrole brut est formé essentiellement d’hydrocarbures (combinaison exclusive de carbone et
d’hydrogène », où le carbone présente 83 à 87% en volume et l’hydrogène 10 à 14 %. Les
hydrocarbures contenus dans le pétrole sont regroupées en trois familles :
- Les paraffines (Alcanes)
- Les naphtènes (Cyclo-alcanes)
- Les aromatiques

a- Les paraffines : (Alcanes) CnH2n+2

Ce sont des hydrocarbures saturés ayant la formule CnH2n+2 avec n le nombre d’atomes de carbone
dans la chaine d’hydrocarbures
Nomenclature des alcanes : terminaison en …….ane
C1 : CH4 Methane
C2 : C2H6 Ethane
C3 : C3H8 Propane
C4 : C4H10 Butane
C5 : C5H12 Pentane
C6 : C6H14 Hexane
C7 : C7H16 Heptane
C8 : C8H18 Octane
C9 : C9H20 Nonane
C10 : C10H22 Decane

C11 : C11H24 undecane

2 4 6 8 10

1 3 5 7 9 11

11 9 7 5 3 1

C12 : C12H26 dodecane 12 10 8 6 4 2

C13 : C13H28 Tridecane

C14 : C14H30 Tetradecane
C15 : C15H32 Hexadecane
………………………..
C20 : C20H42 Cosane
C21 : C21H44 Henicosane
C22 : C22H46 Docosane
…………………………..
C30 : C30H62 Triacontane
C40 : C40H82 Tetracontane
C50 :C50H102 Pentacontane

On distingue deux types de paraffines, les alcanes (normale) et les alcanes (isomère)
- Les paraffines normales : la chaine des carbones est une chaine droite unique.

2 4 6 8 10

1 3 5 7 9 le Decane
- Les iso-paraffines :
La chaine des carbones est une chaine ramifiée ou branchée (ce sont des isomères des paraffines
normaux, on les différenciés par l’utilisation du préfixe iso).
- Le premier dans la série des iso-paraffines est l’iso-butane :

- Pour la nomenclature on considère la chaine droite la plus longue et on repère les positions des
chaines ramifiées en numérotant les carbones de la chaine principale de gauche à droite.

Exemple : La figure ci-dessous présente deux isomères de l’isooctane (08 carbones) qui compte en
total 18 isomères.

7 6 1
7
2 4 2
1 8
5 3
3 5
8
6 4
2,2,4 trimethylpentane
2,2,3 trimethylpentane
b- Les naphtènes : (Cycloalcanes) CnH2n
Ce sont des hydrocarbures cycliques saturés, leurs appellations est celles des paraffines précédée du
préfixe cyclo, on trouve ainsi :

cyclopropane cyclobutane cyclopentane

On trouve methylcyclohexane
aussi des naphtènes formés par

cycloheptane cyclohexane cyclooctane

 la juxtaposition de deux cycles (ou plus) de six atomes de carbone :

decaline tetradecahydroanthracene
decahydronaphthalene
c- Les Aromatiques : (Benzènes) CnH2n-6
Ce sont des structures insaturées cycliques avec trois doubles liaisons dans chaque cycle.

NB : Les hydrocarbures insaturés (double liaison & triple liaison), ne sont pas présents dans
le pétrole brut.

3-2 Les composés soufrés : (0.05% à 6% en masse)

Les composés soufrés sont présents dans le pétrole brut sous forme de composés organiques
soufrés, le sulfure d’hydrogène H2S est le seul composé non organique présent dans le brut. La
présence des composés soufrés dans le brut est nuisible à cause de leurs caractères corrosifs.
Les composés organiques soufrés sont généralement classés en deux groupes les composés acides et
les composés non acides.

- Les composés acides R-SH : sont les thiols (mercaptans) :

 Les thiols sont des composés corrosifs de forte odeur.
- Les composés non acides : Ce sont les thiophènes, les sulfides et les disulfides.

Les composés non acides sont non corrosifs et peu odorants.

3-3 Les autres composés :
a- Les composés oxygénés : 0.05 à 1.5% en masse
b- Les composés azotés : 0.1 à 2% en masse
c- Les métaux : 0.005 à 0.015 % en masse (dont 75% du Nickel et de Vanadium), on peut
aussi trouver le Sodium, Calcium, Magnesium, Aluminium, et le fer.

4-Propriétés du pétrole brut :

4-1- La masse volumique, la densité et le degré API :
La masse volumique d’une substance (Density en anglais) est le rapport de la masse sur le
volume de la substance à une température déterminé.
La densité d (specific gravity en anglais) et le rapport de la masse volumique ρbrut de la substance
sur la masse volumique d’un fluide de référence (l’eau pour les liquides et les solides) ρref dans des
conditions déterminés de T et de P.
d1515 = = ρbrut (15°C) /ρeau (15°C) d415 = ρbrut(15°C) /ρeau (4°C)

Le degré API (du nom de "American Petroleum Institute") est un autre moyen pour exprimer la
densité d’un brut. Plus le pétrole est lourd son degré API est faible.
 °API=(141.5/d)-131.5

Avec d la densité du pétrole brut par rapport à l’eau mesuré à 15,5°C.

4-2- Teneur en sel (salt content) :
La teneur en sel est exprimée en milligrammes de chlorure de sodium NaCl par litre de pétrole
brut ou en (pounds/baril) de brut, cette teneur représente la quantité de sel dissoute dans l’eau
présente dans le brut. Une teneur élevée de sel dans le brut provoque de graves problèmes de
corrosion. Généralement une teneur de NaCl supérieur à 10lb/1000 baril nécessite un dessalage.
4-3- Teneur en soufre (Sulfur content) :
La détermination de la teneur en soufre du pétrole brut est importante car cette teneur est utilisée
pour la détermination du prix du brut.
4-4- Point d’écoulement (pour point) :
Le point d’écoulement pour un brut est la température la plus basse à la quelle le brut s’écoule
(reste fluide) dans les conditions de test. Le but de ce test est d’indiqué la quantité des longues
chaines paraffiniques (la cire de pétrole ou petroleum Wax) contenues dans le brut.
NB : la connaissance du point d’écoulement est importante pour la détermination des conditions
de pompage du brut en hiver.
4-5- Taux de cendres (Ash content) :
Le test indique la quantité des composés métalliques présents dans le pétrole brut. Le taux de
cendres est déterminé par la combustion complète (calcination) d’un échantillon de pétrole brut.

5- Classification des bruts :

Généralement, on classe le pétrole selon plusieurs paramètres :
5-1 Classification selon la densité :
 pétrole léger "light" : le degré API est supérieure à 31.1 ; API>31.1
 Pétrole moyen "medium" : °API compris entre 22.3 et 31.1 ; 22.3<API<31.1
 Pétrole lourd ("heavy") : °API compris entre 10 et 22.3 ; 10<API<22.3
 Pétrole extra lourd ("extra heavy") : °API inférieur à 10 ; API<10
Les pétroles les plus légers sont les plus demandés par les raffineurs, car ils donnent directement
beaucoup de coupes légères de grande valeur de marché (diesel, essence, naphta). À l'inverse, les
pétroles lourds donnent plus de produits, tels que des bitumes et du fioul résiduel, qu'il faut soit
vendre tels quels sont à bas prix, soit convertir en coupes plus légères, notamment par
hydrocraquage (ajout d'hydrogène).
5-2 Classification selon la teneur en soufre :
 Les pétroles avec une faible teneur en soufre (inférieure à 0,5% en poids) sont qualifiés de «
sweet » ou « doux » ; au-delà, les pétroles sont qualifiés de «sour» ou « soufrés ». Ceci est
important car le soufre est un « polluant-corrosif et poison » que les raffineurs doivent retirer. Ceci
a un coût et il diminue donc la valeur du brut.
5-3 Classification selon la composition chimique :
- Les pétroles paraffiniques : le pourcentage des hydrocarbures paraffiniques est supérieur à 50%.

- Les pétroles naphténiques : le pourcentage des hydrocarbures naphténiques est supérieur à 50%
dans le brut.
- Les pétroles aromatiques : le pourcentage des hydrocarbures benzéniques est supérieur à 35%.

6-Les bruts de référence :

Plus de 130 types de pétroles bruts sont commercialisés à travers le monde, sur un total de 400
types de bruts connus. Leur prix est établi par différentiel à partir de bruts de référence dont la
qualité standard est connue. Ces bruts de référence sont :
– le WTI (West Texas Intermediate ) : (40 °API et 0,3 % S)
Ce type de brut est utilisé comme référence en Amérique du Nord. C'est un brut léger, non
sulfuré. C'est le prix du WTI qui est habituellement cité dans les articles de journaux.
– le Brent : (38 °API et 0,3 % S)
Le Brent est un type de pétrole brut (léger et non soufré) issu de champs de la Mer du Nord.
D’après l’International Petroleum Exchange où le prix du Brent est côté, ce prix est utilisé pour
fixer le prix des deux tiers des pétroles bruts vendus mondialement.
– le Dubaî light : (environ 32 °API et 2 % S)
Un brut (léger sulfuré) dans le golfe Persique, le Dubaï light est utilisé comme référence pour
fixer le prix de vente d'autres bruts de la région à destination de l'Asie, le Moyen-Orient et l’Asie.
NB : le brut algérien ou « sahara blend », c’est un mélange de bruts issus de plusieurs champs de
la région de Hassi Messaoud.
Densité entre 43 et 47 °API, un brut léger
Teneur en soufre 0.1% « faible teneur en soufre »

6- Le Marche des Produits Pétroliers en Algérie

Le marché algérien des produits pétroliers, a été évalué pour l'année 2017 à 14,7 millions de tonnes
où la part de l'entreprise nationale "Naftal" est prédominante.
Les activités de distribution et du stockage des produits pétroliers, est ouverte à l'investissement
public et privé. Cette activité intéresse de plus en plus aussi bien des opérateurs privés algériens que
des opérateurs étrangers.
Outre ces opérateurs, quelques sociétés étrangères, interviennent sur le marché national, à travers
leurs filiales de droit algérien, dans les activités suivantes :
 Activité dans la formulation et la distribution des bitumes.
 Activité dans le stockage et la distribution des lubrifiants.
Consommation de Produits Pétroliers

Produits Taux de croissance, % 2017/2016

Carburants Terre -2,5%

GPL/C 29,9%
GPL -0,5%
Lubrifiants (*) -7%
Bitumes(*) -13%
Produits spéciaux 13%

7- Taux de croissance de la consommation des produits pétroliers durant l'année 2017

1- Les Produits Développés en Algérie
2- Sources Locales de Production de Produits Pétroliers
3- Les Carburants
4- Les GPL
5- Le marché national des lubrifiants
6- Les Bitumes
En Algérie, Total investit 1,2 milliard d’euros avec Sonatrach dans la pétrochimie
Le projet comprend une usine de déshydrogénation de propane et une unité de production de
polypropylène d’une capacité de 550 000 tonnes par an
Chapitre 2 :

Distillation Primaire (Topping) ;

Et la Distillation sous vide

I-Notion sur la distillation

1-Distillation simple
Une distillation simple.est Lorsqu'on chauffe un mélange liquide, le premier liquide à
s'évaporer est celui qui a la température d'ébullition la plus basse.la vapeur est plus riche en
constituant le plus volatil. Par condensation de ces premières vapeurs, on obtient un
liquide plus riche que le premier en constituant le plus volatil, appelé distillat. Simultanément, le
liquide qui reste s'enrichit en constituant le moins volatil. On peut purifier le distillat en lui faisant
subir plusieurs distillations. En répétant cette opération plusieurs fois, on obtient un produit
pratiquement pur.
2-Distilation fractionnée
Une distillation fractionnée est une succession de distillations simples peut-être réalisée dans
une colonne à plateaux, dans les tours de distillation des raffineries. le pétrole chauffé dans un four
est injecté en continu, à la base de la colonne. Les constituants vaporisés s'élèvent et refroidissent au
cours de leur ascension. La température décroît de bas en haut de la colonne. Lorsque les vapeurs
atteignent un plateau, elles barbotent dans le liquide qu'il contient. les moins volatiles s'y
condensent, les autres poursuivent leur ascension vers les plateaux supérieurs de température plus
basse, où elles subiront un processus analogue. un système de trop-pleins permet aux liquides de
redescendre. Chaque plateau a une température constante et la composition du liquide qu'il contient
ne varie pas.
 Figure : distillation fractionnée au laboratoire appareillages et équipements

3-Distillation T.B.P
C’est une distillation fractionnée qui a pour but de déterminer la teneur en essence, Kérozène,
gazoil et en fraction lubrifiantes (huile, graisse) dans le pétrole brut. La courbe issue de cette
distillation T= f(% volume de distillat) est dite T.B.P ( true boiling point), cette courbe est
utilisée dans les calculs des colonnes de traitement et de distillation et leur planification.
La distillation (TBP) est utilisée au laboratoire dans un appareil (LPRN-1) ; cette colonne est
équivalente à une colonne de garnissage de 10 plateaux théoriques et d’un taux de reflux égal à 5.
Au début de la distillation, on recueillie les gaz dissous qui ne se condensent pas puis on les
analyse par chromatographie.
4- Distillation ASTM:
La distillation ASTM (American Society of Testing Materials) est utilisée pour les fractions
Pétrolières ( essence, kérosène, gazoil, fuel) l’appareil comporte un ballon de 100 mL qui est
chauffé par un bec Benssen ou par une résistance électrique, les vapeurs de la fraction sont
condensées par un mélange d’eau et de la glace puis recueillis dans une éprouvette graduée.
Au début , on note la température d’apparition (qui est le point initial de la distillation) de la
première goutte de condensat, ensuite les températures sont relevées lorsque 5,10,20, 90%, 95%
de produits sont distillés.
Enfin, la température maximale enregistrée avant son décroissement est appelée le point final de la
distillation , on mesure le volume du residu restant dans le ballon.
Le bilan de matière sera :
% distillat +% résidu +% pertes= 100%
Ou bien sous la forme abrégée:
D%+R%+P% =100%
En connaissant les pourcentages de distillat et du résidu on déduit le pourcentage des pertes qui
correspond aux fractions très légères qui ne sont pas condensées, ce pourcentage P% est placé au
début de l’axe des pourcentages distillés d’où tous les pourcentages de distillat sont majorés de P%,
cette courbe T= f (%total de distillat) issue de cette distillation est appelée courbe de distillation
ASTM .La différence entre le point initial et final permet de comparer la qualité des produits distillés.

II-La distillation atmosphérique

Le pétrole brut est acheminé de l'échangeur de chaleur primaire vers l'unité de distillation
atmosphérique, où il est séparé en différentes « fractions » ou « coupes », notamment les gaz
combustibles, le GPL, le naphta, le kérosène, le diesel et fioul. Une chaudière chauffe et vaporise le
pétrole brut en bas de la colonne de distillation. La vapeur refroidit au fur et à mesure qu'elle
remonte, ce qui entraîne la condensation sous forme liquide des composés plus lourds présents dans
la vapeur. Cependant, les « fractions » plus légères de pétrole brut, qui continuent à être vaporisées,
poursuivent leur ascension le long de la colonne où elles refroidissent et se condensent, une fraction
à la fois.
Il convient d'effectuer des mesures de température pour contrôler et surveiller la
température du pétrole brut dans la colonne de distillation. Du fait des températures élevées dans le
cadre de ce processus, les mesures sont effectuées par des capteurs TC-K. Les mesures de
température sont converties à l'aide de plusieurs transmetteurs de température HART double voies
montés sur rail DIN PR 6337D. Une compensation de soudure froide d'une grande précision est
assurée via le connecteur CSF 5910Ex/5913Exdédié. Les transmetteurs 6337D sont montés dans la
zone S.I. d'une armoire certifiée UL. Chaque transmetteur 6337D est alimenté depuis cette zone
sécurisée à l'aide du transmetteur double canal 9106B. Pour limiter le câblage, les transmetteurs
9106B sont montés sur le système de rail d'alimentation PR, qui est équipé d'un contrôleur
d'alimentation 9410 chargée de fournir un courant de 24 Vcc au rail d'alimentation, tout en assurant
la surveillance globale des défaillances des appareils.

Figure : Colonne de distillation au niveau d’une raffinerie

 Figure : schéma simplifié d’une distillation atmosphérique

III- La distillation sous vide

Comme son nom l'indique, la distillation sous vide (également appelée « distillation à basse
température ») implique de mettre la colonne de distillation sous vide ou à une pression
atmosphérique nettement inférieure à 760 millimètres de mercure (mmHg). À basse pression, le
point d'ébullition des résidus de l'unité de distillation atmosphérique (ADU) est suffisamment bas
pour permettre aux produits plus légers d'être vaporisés, sans craquage ou dégradation du pétrole.
La distillation sous vide produit plusieurs types de gazoles. Au cours de l'étape de raffinage
suivante, ces gazoles sont plus amplement raffinés pour obtenir des produits tels que de l'huile
légère de recyclage (LCO) (un type de distillat), de l'essence et du naphta.
La colonne sous vide utilise un ensemble de pompes, installées autour de la colonne, pour
maintenir la température au niveau approprié à des points spécifiques le long de la tour, et
bénéficier ainsi d'un rendement optimal. Les pompes sont contrôlées par des électrovannes afin
d'éviter tout gaspillage d'eau lorsque leur moteur ne fonctionne pas. Pour commander les
électrovannes, il convient d'utiliser l'alimentation d'électronvannes PR 9203B Le pilote 9203B
intègre trois barrières S.I., ce qui en fait une solution parfaitement adaptée pour différents types de
bobines. La configuration et la surveillance du pilote 9203 sont assurées via l'afficheur amovible en
façade 4501 , qui permet également de sélectionner un fonctionnement direct ou inversé.
 La séparation d’un mélange dans une colonne de distillation peut se faire en discontinu ou
en continu.
IV-Aperçu sur Les colonnes de distillation :
Les colonnes de distillation sont, dans l'industrie, de différents types :
 colonne à plateaux : Les colonnes à plateaux sont utilisées pour réaliser un contact entre
une phase gazeuse et une phase liquide de façon à amener celles-ci le plus près possible de l’état
d’équilibre. Les transferts de matière et de chaleur entre les phases sont d’autant plus importants
que la surface de contact et la turbulence des phases sont plus grandes.
Les colonnes à plateaux ont été mises au point pour la distillation, opération dans laquelle la
résistance au transfert de matière est plus importante dans la phase vapeur que dans la phase liquide.
Les plateaux sont donc conçus pour assurer une dispersion de la phase vapeur au sein du liquide.
Les colonnes à plateaux sont utilisées avec un égal succès en distillation et en absorption.
Les plateaux peuvent se ranger en deux grandes catégories :
 les plateaux à courants croisés avec trop-plein ;
 les plateaux à contre-courant sans trop-plein.
Dans les plateaux à courants croisés, la phase gazeuse ascendante traverse le liquide qui se déplace
horizontalement sur le plateau. Un barrage de sortie maintient une couche de liquide sur le plateau.
Le liquide s’écoule par gravité d’un plateau à l’autre par une conduite (trop-plein). Les plateaux à
contre-courant ne comportent ni barrage de sortie ni trop-plein, le liquide et la vapeur s’écoulent par
les mêmes orifices.

 colonne à garniture : Le garnissage est une partie des colonnes utilisé en chimie et génie
chimique qui permet d'augmenter la surface de contact entre la phase liquide et la phase gazeuse,
améliorant ainsi les échanges entre les phases pour un volume de colonne donné. Le garnissage peut
être de 2 types : le garnissage en vrac et le garnissage structuré.
V-Produits issus directement par la distillation atmosphérique :
1- le gaz du pétrol liquifié (GPL) :
c’est une mélange de propane (C3H8) et du butane (C4H10) liquéfié, il s’appelle aussi
le bu-pro (butane-propane) , il sert comme combustible . C’est le premier liquide qu’on
recueille lors de la distillation (TBP) jusqu’à la température 38°C. Le GPL est stocké sous
la forme d’un liquide sous pression, son point d’ébullition varie selon le pourcentage de
C3 et C4 mais il est généralement entre -78°C et 38°C.
2- les essences :
Après le départ des gaz C3 et C4 et aux alentours de 40°C, la première goutte de distillat
liquide apparait, lorsqu’on récupère 25% du volume de brut, jusqu’à environ 205°C,
cette fraction correspond à la fraction des essences.
Il existe plusieurs types d’essences :
- essence carburant : normal –super entre 40°C-190°C
- essences spéciales qui sont utilisés dans les industries des colles, caoutchouc, peintures …
Et dans les extractions des corps gras. Ces fractions sont recueillis entre 135°C et 205°C.
3- le pétrole lampant :
C’est une coupe recueillie entre 205°C et 285°C, contenant des hydrocarbures de C10-C14,
il est utilisé pour l’éclairage des lampes avant 60 ans
4- le carburéacteur :

C’est la coupe de distillat recueillie entre 165°C et 240°C, il est utilisé comme carburant pour les
turboréacteurs d’avions, cette coupe est dite aussi fraction kérosène.
5- Les gazoils :
C’est une coupe de couleur jaune pâle de limites ( 190-360°C) , il est utilisé comme carburant
Des moteurs diesel et comme fuel –oil domestique.
6- Les huiles lubrifiantes :
A 350°C , on risque de décomposer le pétrole ( craquage thermique) alors on fait une distillation
sous vide ( à 150mmHg ) avec un chauffage de l’eau de condensation de l’huile , pour ne pas
risquer le bouchage par solidification, on recueille dans ces conditions les huiles qui ont employées comme
d’appareils et d’engins.
7- Les bitumes :
Le résidu de la dernière étape de distillation est appelé résidu sous vide, il est utilisé dans les
revêtements des chaussés et des toits, il est appelé goudron où bitumes

D’autres produits sont dérivés indirectement de la distillation du pétrole, ces produits sont le
Résultat de certaines réactions lors de traitement et/ou craquage : on distingue :
- Les paraffines : ingrédients de protection des conserves alimentaires , il est aussi utilisé
dans la fabrication des bougies.
- Le soufre : utilisé dans l’industrie chimique, pharmaceutique et agricole.

- Le coke : utilisé lui aussi dans la métallurgie et dans la fabrication des électrodes.
Chapitre 5 :
Caractéristiques des charges

1- Le pouvoir calorifique :
C’est la quantité de chaleur en joules / calories dégagée lors de la combustion
totale d’un mètre cube / d’un kilogramme/ d’une mole de combustible ( pétrole, essence,
kérosène, gazoil,gaz,…) généralement à 15° C et sous la pression atmosphérique. L’unité du
pouvoir calorifique est donc : J/Mole, J/Kg, J/m3
en d’autre terme, le pouvoir calorifique représente l’enthalpie de combustion par unité de volume,
de masse ou de mole de combustion à la température de 15°C, on distingue le pouvoir calorifique
supérieur ( P.C.S ) et le pouvoir calorifique inférieur (P.C.I)
Le pouvoir calorifique supérieur :
C’est le pouvoir calorifique du combustible mesuré ou calculé si l’eau dégagée de la combustion
est sous forme liquide
Le pouvoir calorifique inférieur :
C’est le pouvoir calorifique du combustible mesuré ou calculé si l’eau dégagée de la combustion
est sous forme vapeur
Une relation existe entre PCS et PCI , ce schéma indique une combustion d’un hydrocarbure de
formule Cx H2n PCS
Cx H2n (g) + (x+n/2 ) O2 (g) x CO2 (g) + n H2O (L)

PCI n ΔH Vap

x CO2 (g) + n H2O (g)

puisque PCS et PCI sont des chaleurs dégagées, alors il est évident qu’ils sont négatives (< 0) et
n ΔH Vap est positif d’après le schéma, il vient que :
( PCI ) = (PCS) + n ΔH Vap
2- La tension de vapeur REID (TVR)
La tension de vapeur d’un hydrocarbure pur mesure la tendance des molécules à s’echapper
de la phase liquide pour construire une phase qui sera en équilibre avec la phase liquide,
La tension de vapeur est une fonction de la température. La tension de vapeur REID (TVR)
mesure en fractions légères dans l’essence et caractérise sa volatilité et les pertes au cours de
stockage et transport , elle est mésurée en Bar ou en Kg/cm2 ( 1 bar = 0.981 Kg/cm2) .
déterminée par la méthode d'essai ASTM D-323.
Pour des raisons sécuritaires de trnasport et de stockage, la valeur de la (TVR) est limitée par
650g/ cm2 en été et 800 g/ cm2 en hiver

3- Le point d’éclair :
C’est une caractéristique essentielle pour le gasoil et le kérosène, c’est la température
à laquelle les vapeurs du produit pétroliers formant avec l’air sur la surface du liquide
un mélange qui s’enflamme en présence d’une flamme pour une courte durée puis s’éteint
sans que le liquide ne s’enflamme. Le point d’éclair caractérise la teneur en fraction légères
et le taux de danger vis-à-vis du feu. Et pour augmenter le point d’éclair des produits pétroliers,
on utilise la vaporisation (extraction) des fractions légères par injection des vapeurs d’eau dans
la colonne à contre courant (stripping à la vapeur)
4- Le point d’écoulement (Le point de congélation) :
Le point d’écoulement des produits pétroliers ( gazoil, fuel-oil, huile) est la
plus basse température (en refroidissement) à laquelle le produit liquide contenu dans un tube à
essai ne coule plus lorsque celui-ci est incliné. Un critère important surtout quand il s’agit de
l’utilisation de ces produits à basses.
Le point d’écoulement augmente avec la teneur en paraffines dans le produit pétrolier.

5- La masse moléculaire :
Soit n le nombre total des constituants chimiques du pétrole ou de la fraction pétrolière, et
Soient xi et Mi respectivement la fraction molaire et la masse molaire de chaque constituant,
la masse molaire moyenne de cette fraction ou coupe est donnée par la relation simple :

Et puisque la fraction Xi molaire est définie par :

6- Facteur de caractérisation de KUOP :
Nelson, Watson, et Murphy de la société UOP (united oil produits ) ont proposé une formule simple
pour caractériser les différentes familles d’hydrocarbures en calculant un facteur de caractérisation
Kuop qui permet la classification du brut selon lae critère ( PONA) Paraffines, Oléfines, Naphtènes,
Aromatiques. Sa formule est :

Kuop= [Teb] / SpGr 60/60°F

1/3

Ou :
Teb = la température d’ébullition en [°Remkin ]
SpGr60/60°F= spicific gravity
Kuop= 13 le pétrole contient des hydrocarbure paraffiniques normaux et iso
Kuop= 12 e pétrole contient des hydrocarbure mixtes ou les cycles et la chaine
Kuop= 11 le pétrole contient des hydrocarbure naphtaliniques purs et aromatiques peu substitués
Kuop = 10 pétrole contient des hydrocarbure aromatiques purs

Chapitre 06 :
Procédés de conversion et de transformation
Après les opérations de séparation, la proportion d’hydrocarbures lourds reste encore trop
importante. Pour répondre à la demande en produits légers, on « casse » ces molécules lourdes
en deux ou plusieurs molécules plus légères.
Ce procédé de conversion, appliqué à 500 °C, est également appelé craquage catalytique.
Procédé permettant de convertir à haute température (environ 500 °C) des produits pétroliers
lourds en produits légers en présence d'un catalyseur. Car il fait intervenir un catalyseur
(substance accélérant une réaction chimique). 75 % des produits lourds soumis à la conversion
sont ainsi transformés en gaz, essence et gazole. D’autres procédés permettent d’améliorer ce
résultat par des ajouts d'hydrogène. L'hydrogène est l'atome le plus simple et le plus léger. C'est
l'élément de très loin le plus abondant de l’univers. (L'hydrocraquage est un procédé de
raffinage permettant de transformer, en présence d'hydrogène, des hydrocarbures lourds en
produits légers... ) ou en employant des méthodes d'extraction du carbone (conversion
profonde). Plus une conversion est poussée, plus elle est coûteuse et gourmande en énergie.
1-Craquage
Dans la vie de tous les jours, la demande porte essentiellement sur des produits légers, comme
les carburants et le mazout (appelé aussi huile de chauffage extra-légère HEL).
La demande d’huile de chauffage lourde (fioul lourd), en revanche, diminue d’année en année,
notamment en Suisse. D’où l’intérêt des raffineries d’augmenter la production de produits
légers. C’est pourquoi, de nombreuses raffineries modernes sont équipées d’une unité de
Craquage, qui est un procédé qui consiste à casser une molécule organique complexe en
éléments plus petits, notamment des alcanes, des alcènes, des aldéhydes et des cétones. Les
conditions de température et de pression, ainsi que la nature du catalyseur sont des éléments
déterminants du craquage.
Trois procédés de craquage caractérisent les raffineries modernes : craquage thermique,
craquage catalytique et l’hydroraquage.
2-Procédé de craquage thermique
Le craquage thermique est le procédé de transformation des hydrocarbures qui met en jeu la
température comme agent d’activation. Il consiste à les chauffer (300à850°C), sous une
pression élevée, Il est endothermique et, par conséquent, l’organe essentiel dans tous les
procédés est le four. Le reste de l’appareillage permet de séparer les produits obtenus.
Essentiellement le craquage thermique consiste en la rupture des molécules d’hydrocarbures
sous la seule influence de la température.
Les réactions du craquage thermique peuvent se classer en deux groupes :
-Les réactions primaires qui entrainent la disparition plus ou moins complète des molécules
soumises à l’effet de la température.
-Les réactions secondaires qui transforment partiellement ou en totalité les produits formés
par les réactions primaires.
La composition du mélange final dépend de trois paramètres : température, temps, pression.

a-La 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.
b-Le craquage à la 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 appelé coke.
Les deux procédés de cokéfaction les plus courants sont la cokéfaction différée et la cokéfaction
en continu (par contact ou sur lit fluidisé) qui, selon le mécanisme de réaction, la durée du
procédé, la température et le brut traité, produisent trois types de coke — spongieux, alvéolaire
et aciculaire.
Taux de conversion du craquage
Très varié d’une coupe pétrolière à l’autre et dépendant surtout de plusieurs paramètres :
-La nature de la matière première à craquer
-La température de réaction
-La durée de craquage
-La pression du craquage
Propriété des essences de craquage
Les essences de craquage ont des indices d’octane notablement supérieurs à ceux des essences
directes, ceci est dû au fait qu’elles contiennent une grande proportion d’hydrocarbures ramifiés
et aromatiques qui améliorent l’indice d’octane.
Applications du craquage thermique
1) La fabrication d’essences à indices d’octane élevés
2) La fabrication d’hydrocarbures légers non saturés qui sont les principales matières premières
de base de la pétrochimie.
3) La fabrication du coke.
4-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.

Chapitre 07:
 Les procédés de reformage catalytique

Le reformage catalytique et l’isomérisation sont des procédés qui permettent de modifier les
molécules d’hydrocarbures d’obtenir ainsi des produits présentant des caractéristiques
différentes certaines de leurs qualités, comme l’indice d’octane ou la teneur en soufre, peuvent
en effet être améliorées Pour les procèdes de conversion il existe : Le reformage catalytique
L’isomérisation.
Les procédés de reformage catalytique permettent de convertir les naphtas lourds à faible indice
d’octane en hydrocarbures aromatiques à indice d’octane élevé appelés reformats, par
réarrangement moléculaire ou déshydrogénation Les deux principales réactions qui se
produisent sont au cours du procédé de reformage catalytiques sont : la production de composés
aromatiques à indice d’octane élevé, par élimination de l’hydrogène des molécules de la charge
la conversion des paraffines linéaires en paraffines ramifiées ou isoparaffines.
Dans ce procédé, un catalyseur permet de déclencher les réactions chimiques. À partir d'un
naphta lourd débarrassé de soufre, le produit passe à travers une série de quatre réacteurs qui
transforment les alcanes saturés en alcanes insaturés en les débarrassant partiellement de leurs
atomes d'hydrogène. À la sortie des réacteurs, après passage dans une unité de séparation, il
contient :
Le reformage catalytique a pour objectif de transformer les constituants naphténiques (à bas
indice d'octane) en constituants aromatiques à haut indice d'octane servant de base au mélange des
essences.
L'unité de reformage est constituée essentiellement d'une série de trois réacteurs contenant
du catalyseur et un fractionnateur servant à séparer les différents produits à la sortie des réacteurs.
Ce catalyseur est très sensible à la présence de produits sulfurés et azotés, aussi la charge de
reformage doit être exempte de soufre, d'azote et de leurs dérivés.
La réaction se fait sous pression et à haute température (de l'ordre de 500 à 550 °C).
 L'hydrogène sera utilisé dans l'hydrotraitement et l'hydrodésulfuration.
 Le fuel gaz est dirigé vers le réseau de gaz combustible.
 Le propane et le butane sont dirigés vers un récipient de stockage.
 Enfin, le reformat sera mélangé avec du naphta léger et du butane dans des proportions
déterminées pour donner du carburant ordinaire et du supercarburant. Par un régime de
fractionnement du reformat, on obtient des hydrocarbures aromatiques BTX (benzène,
toluène et xylène) très recherchés dans l'industrie pétrochimique.
Dans une raffinerie complexe, sont également ajoutés des isomères et de l'éthanol pour faire du
carburant sans plomb.
La production d'hydrogène à partir d'hydrocarbures est aussi appelée « reformage ». Cet abus de
langage s'explique par le fait que l'on cherche à valoriser un « sous-produit » du reformage
« classique » tel que défini ci-dessus (voir Dihydrogène).
C’est une réaction endothermique les liaisons dans les molécules naphténiques s'ouvrent et libèrent
de l'hydrogène et ces molécules donnent naissance à des molécules aromatiques dont le chef de file
est le benzène (C6H6).
Exemple de cyclohexane :

Les procédés de reformage catalytique permettent 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 aromatiques 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.

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
isoparaffines.

Dans un autre procédé de reformage catalytique appelé platforming , la charge non

hydrodésulfurée est combinée au gaz de recyclage et envoyée d’abord sur un catalyseur moins
coûteux. Toutes les impuretés qui restent sont converties en sulfure d’hydrogène et en ammoniac;
elles sont ensuite éliminées avant passage de la charge sur le catalyseur au platine. On remet en
circulation la vapeur riche en hydrogène pour inhiber les réactions susceptibles d’altérer le
catalyseur. Le produit qui sort du réacteur est séparé en reformat liquide, qui est dirigé vers une
colonne de rectification, et en gaz, qui est comprimé et recyclé

Chapitre 08 :
 L’isomérisation

L’isomérisation permet de convertir le n-butane, le n-pentane et le n-hexane en leurs

isoparaffines respectives. Certains des constituants des paraffines linéaires du naphta léger obtenu
par distillation directe ont un indice d’octane peu élevé. On peut convertir ces constituants en
isomères ramifiés à indice d’octane élevé en réarrangeant les liaisons interatomiques sans changer
le nombre ni le type des atomes. L’isomérisation ressemble au reformage catalytique, car elle
comporte, elle aussi, un réarrangement des molécules d’hydrocarbures; cependant, et contrairement
au reformage catalytique, l’isomérisation ne fait que convertir les paraffines linéaires en
isoparaffines. Le catalyseur utilisé pour l’isomérisation est différent de celui employé pour le
reformage catalytique.

Les deux procédés distincts d’isomérisation sont l’isomérisation du butane (C4) et

l’isomérisation du pentane/hexane (C5/C6).

L’isomérisation du butane (C4) produit une charge d’alkylation. Dans un procédé à basse
température, on utilise du chlorure d’aluminium très actif ou du chlorure d’hydrogène comme
catalyseur, sans chauffage, pour isomériser le n-butane. La charge traitée et préchauffée est ajoutée
au flux de recyclage, mélangée à de l’acide chlorhydrique (HCl), puis passée dans le réacteur

L’isomérisation du pentane/hexane permet d’augmenter l’indice d’octane en convertissant le

n-pentane et le n-hexane. Dans un procédé typique d’isomérisation du pentane/hexane, la charge
séchée et désulfurée est mélangée à une petite quantité d’un chlorure organique et d’hydrogène
recyclé, puis elle est portée à la température du réacteur. Ce mélange passe ensuite sur un catalyseur
métallique déposé sur un support dans le premier réacteur où le benzène et les oléfines sont
hydrogénés. La charge est ensuite envoyée dans le réacteur d’isomérisation où les paraffines sont
transformées par isomérisation catalytique en isoparaffines; la charge est ensuite refroidie et
acheminée vers un séparateur. Le gaz et l’hydrogène sortant du séparateur, auxquels on a ajouté de
l’hydrogène d’appoint, sont recyclés. Le liquide est neutralisé à l’aide d’une substance alcaline, puis
acheminé vers une colonne d’épuisement où le chlorure d’hydrogène est récupéré et recyclé
 Il peut y avoir formation d’acide si la charge n’est pas complètement sèche et désulfurée, ce
qui altérerait le catalyseur et entraînerait la corrosion du métal. L’eau ou la vapeur ne doivent pas
pénétrer dans les zones contenant du chlorure d’hydrogène. Il faut prévoir des mesures pour en
prévenir le rejet dans les égouts et les tuyaux d’évacuation. Pour le personnel, il y a risque
d’exposition à l’isopentane, à des vapeurs et à des liquides de naphtas aliphatiques, à un gaz riche
en hydrogène, à de l’acide chlorhydrique, à du chlorure d’hydrogène et à des poussières (lorsqu’on
utilise un catalyseur solide).

.
 L'alkylation et Le désasphaltage

L'alkylation est une réaction chimique constituée du transfert d'un groupement alkyle
d'une molécule organique à une autre. Elle conduit donc à l'augmentation du nombre
d'atomes de carbone d'un composé organique.

Au cours d'un procédé classique de raffinage du pétrole, les réactions d'alkylation

combinent des oléfines de faible masse moléculaire (mélange de propylène et de
butylène) avec de l'isobutane en présence d'un catalyseur, généralement l'acide
sulfurique ou l'acide fluorhydrique. Le produit de la réaction, nommé alkylat, est
composé d'un mélange d'hydrocarbures à chaînes ramifiées d'indice d'octane élevé.
L'alkylat est l'un des principaux constituants des carburants car il possède des
propriétés antidétonantes exceptionnelles, et car sa combustion est propre. L'indice
d'octane de l'alkylat dépend principalement de la nature des oléfines utilisées et des
conditions opératoires. L'isooctane, issu de la réaction de l'isobutane et du butylène,
possède un indice d'octane de 100 par définition.

En synthèse organique, la réaction d'alkylation la plus commune est l'alkylation de

Friedel-Crafts, au cours de laquelle un groupement alkyle se substitue à l'un des
atomes d'hydrogène d'un composé aromatique suivant un mécanisme de substitution
électrophile aromatique.

- Le désasphaltage :
Le résidu de distillation sous vide des pétroles bruts, c’est à dire la partie la plus
lourd, la plus réfractaire à la distillation, est justement celle qui contient les fractions
lubrifiantes les plus visqueuses et par conséquent de la plus grande valeur. Pendant
quelques décades, les pétroles bruts que l’on utilisait à peu près exclusivement pour
la fabrication des huiles lubrifiantes, et notamment des huiles à cylindres et Bright
stocks, étaient ceux de Pennsylvanie. Ces bruts ne contenaient presque pas d’asphalte
et leur résidu sous vide pouvait être soumis sans difficulté aux opérations de raffinage
à l’acide sulfurique qui était les seuls que l’on connaissait à cette époque.
Il n’y a plus beaucoup de bruts de Pennsylvanie et les pétroles bruts d’autres origines
qui conviennent à la fabrication des lubrifiants ont le plus souvent des résidus forts
chargés en asphalte. Or, les huiles lubrifiantes ne doivent pas contenir d‘asphalte,
même à l’état de trace.
A. Ancienne méthode de désasphaltage :
Le meilleur procédé que l’on connaissait avant 1935 pour éliminer l’asphalte était la
distillation fractionnée sous vide qui séparait comme distillats tous les lubrifiants et
laissait comme résidu de l’opération un produit asphaltique très lourd. On opérait
sous un vide aussi élevé que possible tout en aidant la distillation avec une injection
massive de vapeur surchauffée. Malgré le haut vide et la vapeur d’injection, il était
généralement nécessaire de porter la température au-delà de 400°C pour distiller les
fractions les plus visqueuses et obtenir finalement un résidu asphaltique sec (R et B
80°C). Cette température, relativement élevée, n’était pas sans provoquer un léger
craquage du distillat visqueux dont l’épuration s’avérait par la suite assez difficile.
B. Méthode au Propane :
On a donc cherché à remplacer la distillation par un procédé moins destructeur des
lourdes molécules de lubrifiants et une méthode satisfaisante a été mise au point aux
environs de 1935.
C’est le désasphaltage au propane. On voit d’abord la nature des asphaltes.
Les asphaltes contenus dans les résidus de pétrole contiennent, d’après :
Marcusson, surtout des asphaltènes et des résines neutres. Les asphaltènes sont
insolubles dans l’éther de pétrole .Ils sont dispersés à l’état colloïdal dans l’huile. Les
résines neutres sont solubles dans l’éther de pétrole, mais insolubles dans les alcalis
et acides. Elles sont en vraie solution dans l’huile. Les gaz liquéfiés d’hydrocarbures
légers et même les premiers hydrocarbures saturés de la série, liquides aux
températures et pressions ambiantes, précipitent tous plus ou moins l’asphalte
des résidus de distillation. Mais ils le font de manières très diverses. Comme le
montre le graphique de la figure qui représente la relation entre le poids moléculaire
de l’hydrocarbure solvant employé et le pourcentage d’asphalte précipité à partir du
résidu de Poso creek (10 volumes de solvant à 27°C). L’éthane précipite non
seulement l’asphalte. Mais aussi une bonne partie des huiles qui l’accompagnent.
L’hexane, le pentane et le butane n’en précipitent au contraire pas assez et ils
retiennent en dissolution une plus ou moins grande partie des résines neutres qui
n’ont pas leur place dans les huiles lubrifiantes.
Les essais effectués sur des résidus de bruts du Proche-Orient font ressortir des
résultats tout-à-fait semblables et l’on trouve aussi que le propane précipite bien
sélectivement les matières asphaltiques et résineuses telles qu’on peut les trouver
dans le résidu sec dont nous parlions précédemment.
On constate même que la présence de bonnes proportions de propylène dans le
propane ne modifie pas sensiblement la précipitation d’asphalte. Par contre, les
hydrocarbures plus lourds (butane, pentane) sont déjà un peu solvants des matières
résineuses et laissent précipiter un asphalte dur que l’on a des difficultés à extraire de
la tour. En outre, les huiles désasphaltées sont instables par suite de leur trop grande
teneur en résines. Le propane a également une propriété intéressante pour le
désasphaltage. Il dissout mieux, en effet, aux températures moyennes (40°C-60°C)
les hydrocarbures paraffiniques que ceux des autre séries, de sorte que l’on constate
que le point de coupe entre les huiles dissoutes et la matière asphaltique précipitée est
d’autant plus proche de la fin du résidu que le degré de paraffinicité de l’huile est
plus grand.
Les types de désasphaltage :
Les résidus provenant de la distillation sous vide des pétroles bruts, c'est-à-dire la
partie la plus lourde, la plus résistante (réfractaire) à la distillation, renferment en plus
des corps asphalto résineux, des hydrocarbures à haut poids moléculaire servant
comme constituants des huiles lubrifiantes les plus visqueuses et par conséquent de la
plus grande valeur.
La séparation de ces corps résineux constituait pour les raffineurs un problème
spécial.
On distingue 3 types de désasphaltage :
1-Désasphaltage par distillation :
Dès le début de l’industrie du raffinage, la séparation des corps asphalto-résineux a
été conduite par distillation. Malgré le haut vide et l’injection massive de la vapeur
d’eau surchauffée, ce procédé n’était pas efficace. Il permet de laisser une masse
essentielle de corps asphalto-résineux de pair avec les hydrocarbures à haut point
d’ébullition dans l’huile désasphaltée. C’est pourquoi il était nécessaire de porter la
température de distillation au-delà de 400°C pour distiller les fractions
les plus visqueuses et obtenir finalement un résidu asphaltique. Mais cette
température relativement élevée provoquait un léger cracking du distillat visqueux
dont l’épuration s’avérait par la suite assez difficile.
2-Désasphaltage par traitement à l’acide sulfurique :
Cette méthode est de préférence appliquée de pair avec un raffinage de purification à
la terre à foulons pour des pétroles à faible teneur en corps résineux. Toutefois, les
grandes quantités d’acide sulfurique indispensables utilisées, et par conséquent les
grandes quantités de déchets (sous forme de goudron acide difficile à utiliser) mènent
à l’augmentation des frais d’exploitation et aux pertes, ce qui rend ce procédé peu
efficace.
3-Désasphaltage aux hydrocarbures légers :
Ce procédé est largement appliqué dans le raffinage des huiles résiduelles. On
pratique, on utilise le propane liquéfie et les butanes.
La solubilité des fractions d’huile diminue aux températures voisines de la
température critique du solvant. Cela se produit lorsque la température de la solution
s’approche du domaine de l’état critique du solvant en question, sa densité (solvant)
est brusquement diminuée et par conséquent son volume molaire augmente. En même
temps la densité et le volume molaire des hydrocarbures à haut poids moléculaire
renfermés dans l’huile se modifient mais d’une façon insignifiante. Il en résulte
une diminution des forces d’attraction entre les molécules du solvant et les
hydrocarbures, ce qui diminue la solubilité.
La relation entre l’isolement des constituants à haut poids moléculaire à partir de la
solution dans le propane et la densité de ce dernier est une fonction droite dans des
conditions généralement adaptées dans le procédé du désasphaltage.
Procédé de désasphaltage au propane
Le but d’une unité de Désasphaltage est de séparer les asphaltènes et résines contenus
dans la charge de ses fractions huileuses. L’unité de dèsasphaltage au propane est
destinée à traiter le résidu sous vide provenant de l’unité de distillation sous vide pour
la production d’une huile dèsasphaltée (DAO) et de l’asphalte. L’huile est ensuite
envoyée vers l’unité d’extraction des aromatiques par le furfural pour l’amélioration
de son indice de viscosité puis vers l’unité de déparaffinage au MEC-Toluène afin
d’améliorer le point d’écoulement. Enfin, elle subit un traitement de finition pour la
débarrasser des impuretés et l’amélioration de ses caractéristiques. L’unité est prévue
pour traiter une charge de 160 tonnes/jour de Résidu sous vide issu du brut de hassi-
Messaoud traité à la raffinerie d’Arzew.
2 : équipements principaux :
a. Colonne d’extraction (RDC) :
La colonne d’extraction est l’appareil le plus important dans l’unité de dèsasphaltage
au propane. Parmi les colonnes destinées pour ce procédé, le contacteur à disques
rotatifs (RDC) est le type le plus utilisé à l’échelle Industrielle, comme c’est le cas de
la raffinerie d’Arzew. Technologie :
La colonne d’extraction (RDC) est caractérisée par une efficacité de traitement élevée
et une bonne souplesse d’utilisation qui est assurée par la variation de la vitesse de
rotation des disques. Elle est garnie de plaques circulaires appelées rotors, montées
sur un arbre central, et des anneaux périphériques appelés stators fixés sur la virole,
qui sont interposés entre les rotors. Le diamètre de ces derniers est inférieur au
diamètre des stators (voir figure ci-dessus).Les dimensions et le nombre de ces
éléments sont obtenus à partir des essais pilotes avec une colonne de taille
laboratoire. La surface couverte par ces éléments constitue la section de contactage
qui assure la séparation des phases. En haut et en bas de la tour, on trouve les zones
de décantation des deux solutions d’huile désasphaltée et d’asphalte.
 Figure -1 : Schéma technologique de la tour d’extraction (RDC)
Dans la partie supérieure de la colonne, un serpentin alimenté en vapeur d’eau est
installé pour contrôler le gradient de température. Aux limites supérieure et inférieure
de la zone de contactage, deux grilles de tranquillisation sont installées pour stabiliser
les solutions dans les zones de décantation afin de facilité leur séparation. L’entrée de
la charge se trouve au milieu de la colonne et celle du solvant juste au-dessus de la
grille inférieure. Les deux solutions qui résultent de l’opération sont extraites à partir
du sommet et du font de la tour. L’arbre central est entrainé par un moteur électrique
situé au sommet de la colonne. Pour un débit de charge donné, ce mécanisme permet
de varier la vitesse des rotors, nécessaire pour maintenir une efficacité maximale de
l’opération d’extraction. La zone la plus sensible de cet équipement est la partie
supérieure, ou l’huile désasphaltée est débarrassée de l’asphalte. Les turbulences sont
à éviter dans cette zone pour avoir une huile répandant aux spécifications demandées.
Comme dans le cas d’une colonne de distillation, le problème d’engorgement existe
aussi dans le RDC. Ce phénomène est observé lorsque l’accumulation de la phase
dispersée (asphalte) devient importante, engendrant ainsi une altération de l’huile par
le passage d’une partie de cette phase dans la solution de tête.
B-Echangeurs de préchauffe
L’unité comprend deux échangeurs de type «KETTLE» qui assure la séparation du
propane sec à partir de la DAO. La majeur partie du propane est récupérée dans le
premier qui fonctionne avec de la vapeur surchauffée à basse pression (3Kg /cm2).
Le reste du solvant est séparé de l’huile dans le deuxième échangeur à l’aide de la
vapeur surchauffée à haute pression (25Kg/cm²).
c. Four de préchauffe d’asphalte :
Cet équipement assure la récupération du solvant à partir de la solution d’asphalte. En
effet, le chauffage permet l’évaporation du propane, puis sa séparation par un flash
dans une colonne.
d. Aéroréfrigérants :
Tout le propane vapeur récupéré à partir des différents équipements est condensé
dans cette batterie d’aéroréfrigérants équipée de quatre ventilateurs.
3 : Description du procès :
Le résidu de la distillation sous vide aspiré à partir des bacs de stockage T706 et
T707, par la pompe G1 est mélangé avec le solvant de pré dilution dont le débit est
réglé par FRC4.puis le mélange est admis dans l’échangeur E1 à une température de
82°C et une pression de 33 bars où il est refroidi jusqu’à 60°C pour alimenter
l’extracteur (RDC). Cette température est maintenue par la TRC1.Le schéma du
procès est représenter sur la figure.
A partir du ballon D1, le propane est aspiré par la pompe G2, puis refoulé à une
pression de 35.9 bars et refroidi dans un échangeur à eau E3 à une température de
56°C. Cette dernière est contrôlée par la TRC3. Une petite partie est admise dans la
charge comme solvant de pré dilution et l’autre est injectée au fond de l’extracteur.
Son débit est réglé par FRC3.
Au sommet, on obtient le raffinat qui constitue le mélange de DAO et de propane. Ce
raffinat sortant à une pression de 29.2 bars et une température de 70°C dont la
régulation se fait par la TRC2 est chauffé dans l’échangeur E6 par la DAO jusqu’à
74°C, puis alimente l’échangeur E4 (type kettle) où la plus grande partie du propane
est évaporée à 94°C. La température du raffinat à la sortie d’E4 est contrôlée par la
TIC7. Ensuit il passe dans l’échangeur E5 (type kettle) où on récupère le reste du
propane à une température de 185°C. La DAO qui sorte de E5 avec les traces de
propane dont la température de sortie est maintenue grâce à la TRC4 est admise dans
le stripper à basse pression C2.Du fond, l’huile désasphaltée est reprise par la pompe
G3 à une température de 240°C et refoulée à une pression de 4.2 bars vers
l’échangeur E6 où la température baisse jusqu’à 85°C avant d’être envoyée au
stockage. La solution d’asphalte quitte le fond de l’extracteur pour alimenter le four
F1 à une pression de 28 bars où sa température passe de 56°C à 260°C. Cette dernière
est réglée Par la TRC5. Le chauffage permet de vaporiser le propane et de séparer de
l'asphalte dans la colonne de flash à haute pression C3. Le fond de ce dernier est
envoyé dans la colonne de flash basse pression C4 ou le reste du propane est éliminé
par stripping à la vapeur d'eau. L'asphalte quittant le fond C4 est refoulé par la pompe
G4 à 2.5 bars et 2600Cvers les bacs de stockage T715 et T716 [1]. Les vapeurs de
propane et de l'eau quittant les strippers C2 et C4 sont acheminées vers la colonne C5
ou elles sont lavées par l'eau. Le propane quittant le sommet de la colonne C5 à basse
pression est comprimé dans le compresseur G7 jusqu'à une pression de 21.8 bars. Le
propane récupéré dans les différents équipements : E4, E5 et C5 mélange avec celui
refoulé par le compresseur G7 est refroidi dans l'aéroréfrigérant E2 de 94°C jusqu'à
57°C pour être recyclé dans le ballon de propane D1.