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AVANT PROPOS
Cet ouvrage s’adresse aux étudiants et débutants du secteur pétrolier. Il peut être également
utilisé avec profit par les élèves ingénieurs car dans ce livre se trouve l’essentiel de ce qu’un
étudiant des écoles supérieures d’hydrocarbures doit savoir. Nous proposons aux étudiants et
aux enseignants une vision plus précise du secteur pétrolier par la clarté des différentes
méthodes utilisées en entreprises.
Ce livre tient compte des nouvelles exigences concernant le mode d’emploi des outils industriels,
les mesures de sécurités car il est accompagné d’un logiciel sur cédérom (le i-handbook) utilisé
par les grandes compagnie de service pétrolier telques SCHLUMBERGER et MI-SWACO afin
d’ aider les futurs pétroliers à se familiariser aux différents aspects de l’outil hypermédia
notamment les facteurs de conversion de débit, température, volume, flux thermique,
puissance…..
Nous l’avons voulu plus clair et simple, sans redondance ni inflation, et nous sommes attachés
particulièrement à la rigueur dans sa conception car c’est le fruit d’un travail d’équipe.
Tout le contenu obéi au même plan ‘’ méthodes, suivi d’un essentiel schématique et structuré ’’:
Exploration: étapes de la recherche et de la production, études géophysiques, forage,
types de plateformes.
Stockage: jaugeage des réservoirs, réservoirs de mesure, les différents types de bacs.
Raffinage : la distillation TBP, le préchauffage, le dessalage, la distillation atmosphérique,
la distillation sous- vide, hydrotraitement, les caractéristiques, le gaz naturel
Sa rédaction a été soignée et le contenu est illustré par des images permettant d’acquérir la
maitrise des concepts présentés.
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L'EXPLORATION PETROLIERE
Prospection et exploration gazières et/ou pétrolières visent à découvrir de nouveaux gisements
de gaz naturel ou de pétrole. Ces deux ressources fossiles résultent de la transformation des
déchets organiques animaux et végétaux contenus dans les boues gorgées d’eau se
sédimentant au fond des mers. Leur enfouissement progressif pendant des millions d’années les
soumet à des températures (géothermie) et des pressions (gravité) croissantes. En l’absence
d’oxygène, ces matières organiques se pyrolyses en hydrocarbures au sein des roches-mères,
soit sous forme d’huile (pétrole), soit sous forme de gaz naturel (méthane). Sous l’effet de la
pression intense, ces hydrocarbures de densité inférieure à l’eau, sont alors poussés à migrer
hors de leur roche-mère et à remonter vers la surface au travers de couches plus perméables.
Si leur remontée est bloquée par des strates imperméables (pièges), ils peuvent s’accumuler
dans des roches perméables sous-jacentes (roches réservoirs) en formant un gisement de
pétrole et/ou de gaz naturel.
OBJECTIF
L’objectif de la prospection est de localiser un gisement. L’exploration doit en vérifier
l’existence et en évaluer l’importance et la qualité grâce à des forages dont l’emplacement est
déterminé en associant géologie et géophysique. Compte tenu de coûts et d'enjeux
pharaoniques, l'exploitation du pétrole ne se fait pas au hasard, et la présence de pétrole ne
garantit pas son exploitation. Afin de trouver du pétrole dit "exploitable", il faut d'abord localiser
un piège, puis déterminer la quantité de pétrole disponible : on se demande alors si forer un puits
pour l'extraire serait rentable. Il faut ainsi éviter tous forages inutiles, et repérer du mieux possible
les endroits du sous-sol contenant potentiellement du pétrole : c'est l'exploration pétrolière.
LES ETAPES DE L’EXPLORATION
La première étape consiste à identifier les zones potentiellement pétrolifères en menant
des études géologiques. Il faut ensuite procéder à des études géophysiques indispensables,
qui permettent d'identifier les zones où il y a de fortes chances de trouver du pétrole.
Ces études ne garantissent en rien la présence de pétrole, la vérification des
hypothèses s'impose avant de procéder au forage.
* Identifier les zones potentiellement pétrolifères
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Aux débuts de l’exploration pétrolière, la prospection était très aléatoire. Sauf quand le pétrole
affleurait à la surface, les puits étaient généralement forés sur la base de vagues présomptions,
et les résultats étaient bien souvent décevants. Edwin Laurentine Drake connu comme le
"Colonel Drake" est le premier à forer un puits dans le but précis de trouver du pétrole.
Le 27 août 1859, il fait jaillir du pétrole à Titusville, en Pennsylvanie. On se contentait alors de
forer les pièges visibles en surface, mais on s’est très vite rendu compte que cela ne suffisait
plus... Or, beaucoup de structures sont masquées par des dépôts de sédiments, et il est
impossible de localiser à l'œil nu les pièges situés sous la mer...
De nos jours, pour trouver le pétrole brut sous la surface de la Terre, les géologues doivent tout
d'abord s'intéresser aux bassins sédimentaires dans lequel le pétrole et le gaz ont pu se former.
Il y a de nombreux bassins sédimentaires à la surface de la terre : on en trouve bien sûr en mer,
mais également sur les continents, dans des zones autrefois recouvertes par la mer (cas du
désert). Les géologues connaissent déjà l'emplacement des bassins prolifiques, zones riches en
gaz/pétrole ainsi que les zones moins riches, voir stériles.
Ces bassins sédimentaires sont plus ou moins explorés : ceux connus depuis longtemps ont déjà
fait l’objet de nombreux forages et ont très peu de chances de recéler de nouveaux gisements
super-géants ou même de grande taille : on parle alors d'exploration mature.
C’est le cas par exemple de la mer du Nord, où les compagnies pétrolières cherchent à se
positionner sur des régions encore peu matures, espérant découvrir de gros volumes
d’hydrocarbures exploitables. Il reste néanmoins du travail d’exploration à faire même dans ces
zones matures où l'on recherche des gisements plus petits ou plus subtils (plus difficiles à voir ou
imaginer). On peut aussi forer à côté de gisements déjà découverts.
Dès lors que les géologues ont repéré une zone exploitable, ils s'interrogent quant à
la configuration du sous-sol et des types de roches présentes : ils vont alors tenter de dresser
une carte géologique du sous-sol.
Pour ce faire, ils étudient le relief et accordent une attention toute particulière aux indices de
pétrole et de bitume qui peuvent apporter des informations utiles sur la probabilité d'accumulation
de pétrole en profondeur. Ces observations s'accompagnent d'analyses géochimiques des
couches ayant joué le rôle de roche mère, ainsi que de petits sondages de reconnaissance.
Lorsque le relief est accidenté ou que la surface du sol est masquée par la végétation,
les géologues font de plus en plus recours à la télédétection pour dresser les cartes
géologiques. Des clichés sont pris d'un avion ou d'un satellite pour pouvoir être analysés par la
suite. On travaille avec des longueurs d'ondes différentes de celles de la lumière visible, ce qui
permet d'éliminer l'image de la végétation sur les prises de vue et de définir les grands traits de
l'architecture du bassin. La carte géologique réalisée, les géologues ne peuvent pas visualiser
les endroits contenant du pétrole, mais peuvent repérer des roches pouvant potentiellement être
des roches-mères. Pour confirmer leurs hypothèses, il faut prélever et analyser la roche. Après
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avoir été broyées, les roches prélevées sont brûlées pour doser le gaz carbonique émis,
représentant le carbone organique piégé dans l'échantillon.
Après avoir repéré un terrain favorable depuis la surface, il faut maintenant voir si la structure du
sous-sol l'est aussi. C'est alors au tour des géophysiciens de faire des études pour imager le
sous-sol (un genre d’échographie du sous-sol).
* Etudes géophysiques : l'imagerie du sous-sol
Pour localiser les pièges potentiels, on fait tout d'abord appel à une sorte "d’échographie du
sous-sol" : la sismique réflexion, permettant de donner une image du sous-sol
La sismique-réflexion
La sismique réflexion est la méthode principale des géophysiciens pour repérer des gisements
potentiels :
o sur terre (on shore), à partir d’un choc ou de vibrations sonores ébranlant le sol, on détecte
par un réseau de géophones les échos réfléchis partiellement par les couches géologiques.
On obtient ainsi une échographie 2D de la structure des couches prospectées.
o en mer (offshore), on produit l’onde sismique par air comprimé à haute pression et on recueille
les échos sur des hydrophones flottants (flûtes), la couche d’eau étant considérée comme
homogène.
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Prospection géophysique offshore.
DESCRIPTION DU PROCESSUS
1) A partir d'une explosion, on émet des ondes dans le sol.
2) Ces vibrations se propagent dans toutes les directions.
3) 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.
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 plusieurs fois, on parvient à
construire une image à deux dimensions (2D) du sous-sol et des couches géologiques.
………5) 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.
On shore
4) En plaçant des récepteurs très sensibles : les géophones, à distance de l’émetteur,
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DESCRIPTION DU PROCESSUS
En mer, l’enregistrement sismique se fait à partir d’un bateau traînant derrière lui un
chapelet de récepteurs flottants, les hydrophones. La technique de base reste la même que sur
terre à une différence près : les sources utilisées pour émettre les ondes sont différentes. En
général, on utilise des canons à air qui déchargent brusquement dans l'eau de l'air comprimé à
haute pression pour provoquer une onde sismique.
Cette technique est “plus facile”, car il n’y a pas d’obstacle naturel au déplacement de l’émetteur
et des récepteurs d’ondes. 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.
Autres études géophysiques
Les mesures de la gravimétrie ou de la variation du champ magnétique sont d'autres techniques,
complémentaires à la sismique, qui permettent de déterminer la géométrie du sous-sol.
La gravimétrie permet en particulier de modéliser les densités des couches
* Vérification des hypothèses
Off-shore
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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 calculées précisément) de pétrole et de gaz.
Les 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. Un forage à titre exploratoire peut être réalisé : on creuse un puits pour vérifier s'il y a du
pétrole. Les installations mises en place sont temporaires et donc moins complètes que
pour un forage d'extraction, mais les mêmes méthodes sont utilisées. Etant donné le coût très
important de la réalisation d'un tel forage (au minimum 3 à 4 millions d’euros à terre et 20 à 60
millions d’euros en mer, voir plus de 100 millions d’euros pour des forages très profonds ou dans
des conditions difficiles), les compagnies pétrolières pèsent bien l’enjeu avant de prendre la
décision de forer.
* les forages d’exploration
Après la prospection, le forage est la seule méthode pour confirmer la présence d’hydrocarbures
et pour définir :
o la qualité de l’effluent du puits ;
o la perméabilité du réservoir ;
o la production potentielle et la quantité d’huile.
Forer consiste à percer l’écorce terrestre pour atteindre les zones pétrolifères. Pour les
gisements conventionnels terrestres, on fore généralement à la verticale mais des forages
horizontaux sont pratiqués pour les gisements de grande étendue et de faible épaisseur.
En mer, pour des raisons économiques, des forages orientés multiples sont effectués à partir
d’une plateforme unique. Dans un forage vertical classique, la tête de forage est un trépan doté
de dents en acier très dur, parfois diamanté, mis en rotation rapide par un train de tiges creuses
reliées à une tour verticale d’une trentaine de mètres de haut dans laquelle sont regroupés la
table de rotation et les pompes d’aspiration et d’injection.
Au fur et à mesure de la descente du trépan, on visse en surface des tiges supplémentaires.
Simultanément, on procède au tubage externe du forage par des cylindres creux en acier.
Pour débarrasser en permanence le fond du forage des débris de roche arrachés par le trépan,
on injecte sous haute pression dans le train de tiges en rotation une boue fluide qui traverse le
trépan et remonte par le tubage externe en entraînant les débris. Cette boue est filtrée en
surface, analysée et réinjectée dans le train de tiges. Au-delà de l’évacuation des débris, ce
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fluide équilibre la pression sur les parois du puits, lubrifie et refroidit le trépan et peut empêcher
d’éventuelles éruptions.
Les forages d'exploration
La profondeur des trous de forage est habituellement comprise entre 2 000 et 4 000 m et peut
atteindre 6 000 m. Lorsque des traces d’hydrocarbures sont détectées dans le fluide remontant
en surface, on procède à un carottage avec un trépan spécial (le carottier) qui découpe un
cylindre dans la roche. Une fois remontée, cette carotte fournit des informations clés sur la teneur
en hydrocarbures de la roche traversée. Si un gisement est atteint, le forage est arrêté.
Des explosifs sont descendus pour percer le tubage et laisser le pétrole pénétrer dans le puits et
remonter à la surface si la pression est forte. Une tête de puits est alors installée pour mesurer le
débit et évaluer la productivité du gisement. En cas de succès, d’autres forages sont réalisés
pour en confirmer le potentiel. Puis viennent les multiples études économiques pour en estimer la
rentabilité avant une décision de mise en exploitation.
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- Emplacement du forage
Après avoir mené différentes études géologiques et géophysiques, les techniciens et ingénieurs
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 tel le forage horizontal sur terre, ainsi
que diverses autres techniques d'extraction en mer.
Avant d'implanter les installations de forage très coûteuses, il faut d'abord déterminer l'endroit
idéal où s'effectuera le forage. Pour ce faire, les installations sont implantées en fonction de la
topographie du terrain et des précieuses informations recueillies lors de l'exploration.
Dans le cas du forage vertical terrestre que nous étudierons, les installations se
situent directement au-dessus du gisement, à la verticale de l'épaisseur maximale de la poche
supposée contenir des hydrocarbures.
- 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.
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 soit 1.950.000.000 FCFA.
La première étape est la mise en place du Derrick de forage, une tour métallique de 30m de haut
en moyenne, servant à introduire verticalement les tiges de forage (4).
Ces tiges correspondent à une chaîne de tubes vissés les uns aux autres au bout desquelles se
trouve un outil de forage (5), le trépan muni de dents ou de pastilles en acier très dur. À la
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manière d'une perceuse électrique, le trépan attaque la roche en appuyant mais surtout en
tournant à grande vitesse : il casse la roche, la broie en petits morceaux, et s'enfonce petit à petit
dans le sol. A mesure que l'on s'enfonce dans le sous-sol, on rajoute une tige de forage en la
vissant à la précédente et ainsi de suite.
L’ensemble des tiges avec son trépan qui creuse au bout s’appelle le train de tiges (1).
Pour les roches très dures, les dents du trépan ne sont pas assez solides, on le remplace alors
par d'autres outils de forage de différentes formes et constitués de différents matériaux. Un outil
monobloc incrusté de diamants est par exemple utilisés pour forer les roches les plus
résistantes. Pour éviter l’effondrement du trou, des cylindres creux en acier sont posés en même
temps que les tiges sur toute la longueur du trou pour constituer un tube, ces tubes sont vissés
les uns aux autres au fur et à mesure de la progression du forage : c'est le tubage (3). Ce
Ce tubage n'est pas directement réalisée dans la roche nue, mais est retenu par du ciment (2).
Plus on pose de tubes, plus le diamètre du trou de forage devient petit : le tubage posé occupe
de l’espace et réduit le diamètre initial du trou. Ainsi, un trou de forage d’un diamètre de 50 cm
au départ, peut être réduit à 20 cm après la pose de plusieurs tubages.
Pour éviter que le trou se rebouche au fur et à mesure du forage, il faut enlever les débris de
roche et nettoyer le fond du puits. Pour cela, on utilise un fluide de forage aussi appelé boue de
forage par son aspect. Ce fluide indispensable au forage a une composition spéciale déterminée
par un Ingénieur spécialisé, adaptée aux terrains traversés lors du forage.
Un circuit fermé permet de recycler la majeure partie de boue utilisée. Elle est mélangée et
conservée dans un bassin, acheminée par la colonne d'injection de boue, vers la tête
d'injection qui la propulse dans le train de tiges. Elle descend alors jusqu'au fond du puits et
"traverse" le trépan grâce à des trous percés dans celui-ci et se retrouve dans les débris. Sous
l'effet de la pression, la boue remonte entre les parois du puits et le train de tiges, emportant
avec elle les débris arrachés. Une fois à la surface, une conduite d'aspiration attire la boue
jusqu'à un tamis vibrant qui sépare les débris de la boue, ensuite renvoyée dans le bassin de
décantation. Et ainsi de suite.
Le fluide de forage sert également à stabiliser la pression sur les bords du puits pour leur éviter
de s'écrouler, elle lubrifie et refroidit les outils et permet surtout de prévenir des éruptions.
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Le trou de forage aura généralement une profondeur comprise entre 2000 et 4000 mètres.
Exceptionnellement, certains forages dépassent les 6000 mètres, et l'un d'eux a même dépassé
les 11 000 mètres. Cela nous amène à dire que certains gisements peuvent être enfouis à une
profondeur équivalente à la hauteur de 12 tours Eiffel !
LEGENDE :
(01) Fixation du palan
(02) Derrick
(03) Palan mobile (une sorte de double corde métallique très solide sous forme de poulie)
(04) Crochet
(05) Tête d'injection
(06) Colonne d'injection de boue
(07) Table de rotation entraînant les tiges de forage
(08) Treuil
(09) Moteur
(10) Pompe à boue
(11) Bourbier
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Quand arrêter de forer ?
La boue remontant à la surface est analysée par les géologues, à la recherche de traces
d'hydrocarbures. Lorsque les géologues pensent que le forage traverse un réservoir, ils peuvent
ordonner un carottage. Le train de tiges est alors remonté et l’outil de forage est remplacé par
un carottier. Le dispositif est redescendu et on fore à nouveau, mais cette fois sans broyer la
roche : le carottier découpe un cylindre de roche qui est conservé dans l'outil. Dès que le
carottier est plein, celui-ci est remonté à la surface. On en retire alors une carotte de plusieurs
mètres, qui n'est autre que l'échantillon cylindrique de roche découpé. Cette carotte est très
utile : elle fournit des informations indispensables sur la nature de la roche, l'inclinaison des
couches, sa structure, sa perméabilité, porosité. Les géologues peuvent alors déterminer si elle
contient des hydrocarbures. Les spécialistes procèdent également à d'autres tests :
les diagraphies. Une sonde électronique est descendue dans le puits et mesure précisément les
paramètres physiques de la roche traversée.
Les mesures sont traitées par des ordinateurs, puis analysées par des Ingénieurs spécialisés.
Le forage est stoppé lorsque le pétrole est atteint. Le train de tiges est remonté à la surface et
éventuellement démonté. On descend alors des explosifs au niveau de la roche réservoir, où est
piégé le pétrole. Les explosions percent le tubage interne et permettent au pétrole de s'échapper
de la roche et de pénétrer dans le puits pour remonter naturellement à la surface lorsque la
pression est assez forte. Le Derrick des puits est alors démonté et remplacé par une tête de
puits, appelée aussi "arbre de Noël" à cause de sa forme. Il s'agit d'un ensemble de vannes,
Carottier
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reliées au tubage interne, qui sont destinées à contrôler le débit du puits. Les foreurs installent
ensuite un orifice calibré, la Duse, par lequel le pétrole remonte. Les spécialistes vont procéder
au test de débit sur Duse : ils laissent le pétrole remonter vers la surface pendant plusieurs
heures voir plusieurs jours, en mesurent la quantité recueillie, ainsi que l'évolution de la pression
du fond du puits. Grâce à ce test, les spécialistes peuvent essayer de déterminer la productivité
du gisement.
Têtes de puits
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LA PRODUCTION
Maintenant que le gisement a été localisé précisément et que les spécialistes ont déterminé sa
productivité, il peut être exploité. Cependant, une question se pose toujours avant de commencer
l'exploitation proprement dite : comment produire les Hydrocarbures dans les meilleures
conditions de sécurité et en essayant d'en extraire le plus possible ?
* Evaluer avant d'exploiter
L'exploration pétrolière mise en place précédemment a déjà coûté plusieurs millions à dizaines
de millions d'euros par forage. L'exploitation sera encore plus coûteuse et se chiffre en plusieurs
centaines de millions, voir plus d'un milliard d'euros. Avec des enjeux aussi grands, la décision
de mise en exploitation ne se fait donc pas du tout à la légère. Les soucis de rentabilité son alors
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placés en première ligne, et il n'y a pas droit à l'erreur. Plusieurs facteurs entrent en jeu, et
l'évolution du prix du baril de pétrole et du gaz, des facteurs non-prévisibles, deviennent alors
très importants. La vente de la production devra servir à couvrir tous les frais d'exploration et
d'exploitation, ainsi que de générer un bénéfice suffisant.
Pour cela, il va falloir passer par 3 étapes clés avant de décider d'exploiter ou non.
1ère étape* La première chose à faire est un récapitulatif des données techniques
essentielles qu'ont fourni les forages à titres exploratoire sur la productivité du gisement : sa
profondeur et sa forme, la répartition des hydrocarbures, et surtout les volumes d'hydrocarbures
accumulés dans le gisement. Ces données permettent déjà d'évaluer la "durée de vie du
gisement".
2e étape * Dans un second temps, il faut déterminer le nombre de forages nécessaires à la
production ainsi que leur localisation. D'autres installations de production sont également à
prévoir, tels que les dispositifs de traitement des hydrocarbures extraites, de stockage provisoire
et d'expédition.
3e étape * Plus encore, il faut mettre en place un profil de production. Ce profil correspond à
une simulation de la production entière, du début à la fin de la vie du gisement, en évaluant par
exemple les volumes de production annuels.
Ce n'est que lorsque le projet est élaboré que l'on peut le valider et enfin décider d'exploiter. Il
faut alors construire les installations « plateformes de productions »
* Exploiter (Produire)
L'objectif principal de la production est d'extraire le plus d'hydrocarbures du gisement et de le
ramener à la surface où il pourra être traité et exporté. Pour avoir un rendement satisfaisant, il
faut donc utiliser plusieurs forages couvrant l'ensemble de la zone se situant directement
au-dessus du gisement où sont enfermés pétrole et gaz.
Cette zone peut s'étendre sur plusieurs kilomètres !
Le gisement que l'on va exploiter aura une durée de vie variable : en général, les gisements ont
une durée de vie de 15 à 30 ans, 50 ans pour les gisements super géants.
De plus, tout le pétrole et gaz contenu dans le sous-sol ne pourra pas être exploité, suivant les
réservoirs, la récupération varie de 10 à un peu plus de 50% au maximum.
Le pétrole est naturellement emprisonné dans la roche réservoir, et se situe entre le gaz et l'eau :
il est donc sous pression. Si la roche couverture ne le retenait pas, il n'aurait pas stoppé sa
migration (secondaire) et serait remonté à la surface de la terre. Le gaz situé au-dessus du
pétrole exerce une pression sur ce dernier, c'est pour cela que lorsque le forage atteint la couche
de pétrole, celui-ci est expulsé à travers le tubage vers la surface lorsque la pression est
suffisante, c'est un "puits éruptif". Le pétrole est ainsi recueilli à la surface. Cependant, dans
beaucoup des cas, au fur et à mesure de l'extraction du pétrole, la pression diminue, ce qui
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entraîne une diminution de sa vitesse de remontée. Lorsque cette vitesse devient trop faible,
il est nécessaire d'installer une pompe pour poursuivre la production.
Afin de faire remonter pétrole et gaz de façon plus contrôlée, sans utiliser directement le tubage
mis en place, les techniciens mettent en place dans le tubage un nouveau tube, le tube de
production. Lorsque ce tube se dégrade à cause de la corrosion ou de dépôts d'hydrocarbures,
il peut donc être remplacé. En arrivant à la surface, le pétrole brut extrait va commencer son
circuit dans les installations mises en place à la surface. En particulier, il va être traité et stocké
provisoirement puis exporté et tout ceci s’effectue sur une plateforme.
LES PLATEFORMES
Une plateforme pétrolière est une unité permettant d’extraire, produire ou stocker le
pétrole et/ou le gaz situés à terre (on-shore) ou en haute mer (off-shore) à des profondeurs
parfois très importantes. Elle supporte principalement les dispositifs nécessaires pour la phase
de forage ou d'extraction du pétrole. Elle peut également inclure des équipements destinés à
assurer un hébergement du personnel d’exploitation. Certaines plateformes permettent de
transformer le pétrole extrait pour le rendre plus facile à transporter. Les plateformes fixes sont
utilisées en mer peu profonde, pour exploiter des gisements situés à moins de 300 m, tandis que
les plateformes flottantes servent surtout pour l'exploitation de champs pétroliers dans les grands
fonds. On distingue 3 types de plateformes :
o les MODU (Module Offshore Drilling Unit) servant uniquement au forage et pouvant loger
du personnel ;
o les PP (Production Platform) servant à la production et/ou au prétraitement du brut, mais
sans logement ;
o les LQ (Living Quarter) servant uniquement au logement, et où tout stockage / transit
d'hydrocarbures est interdit pour des raisons de sécurité.
Les 3 types de plateformes cités plus haut sont regroupés en deux grandes catégories qui sont :
les plateformes fixes et les plateformes mobiles
LES PLATEFORMES FIXES
La plupart des plateformes fixes sont utilisées en mer peu profonde (<300 m). Ces plateformes
s'appuient sur le fond et peuvent donc être reliées de façon rigide aux têtes de puits et
aux pipelines.
o Jacket-Deck : structure en acier constituée de membrures tubulaires et fixées au sol par des
piles en acier.
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o Gravitary Platform : tour en béton dont la stabilité est due uniquement à son propre poids sur
le fond océanique et sur laquelle s'érigent les superstructures.
o Compliant Tower : structure souple constituée d'un pont flottant ancré au plancher océanique
au moyen de longs tuyaux tendus en permanence.
o Jack-up rig : plateformes autoélévatrices composées d'une coque et de jambes, conçues pour
les exploitations en eaux peu profondes. La structure peut être déplacée mais aussi élevée ou
abaissée. Ainsi ces plateformes peuvent se déployer en de multiples endroits tout en ayant un
appui sur le sol.
LES PLATEFORMES MOBILES ET UNITES FLOTTANTES
Les plateformes flottantes sont essentiellement utilisées pour l'exploitation de champs pétroliers
dans les grands fonds (supérieurs à 300 mètres environ). Lorsque la plateforme est flottante, les
installations de tête de puits lui sont reliées par des conduites flexibles.
o TLP (Tension Leg Platform) : plateformes possédant un excès de flottabilité et maintenues
en place par des câbles tendus les reliant au fond.
o SPAR : plateformes plus classiques qui n'intègrent que la production et sont reliées à des
pipelines pour l'exportation du gaz et/ou du pétrole produit. Les SPAR reposent sur un énorme
flotteur cylindrique.
o Les plateformes semi-submersibles : plateformes ballastées par remplissage d’eau
lorsqu’elles se trouvent en position, puis ancrées. Cela les rend moins vulnérables à la houle.
o FPSO (Floating Production Storage and Offloading) : plateformes en forme de coque, qui
produisent du pétrole, le stockent temporairement et chargent les navires pétroliers. Elles sont
ancrées au fond de la mer.
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DIFFERENTES TYPES DE RECUPERATIONS :
Comment augmenter le taux de récupération du pétrole dans les gisements ?
Améliorer le taux de récupération du pétrole brut dans un gisement passe par la mise en œuvre
de techniques diverses, allant d’une implantation optimale des puits à la bonne gestion de la
production sur toute la durée de la vie d’un gisement, en passant par divers procédés tels que
l’injection d’eau, de gaz ou de polymères afin de maximiser l’extraction du brut.
Les experts classent les techniques de récupération en trois catégories :
primaire, secondaire et tertiaire.
RECUPERATION PRIMAIRE
Un gisement de pétrole est constitué d'une accumulation géologique d'hydrocarbures sous forme
liquide ou sous forme gazeuse (on parle alors de gisement de gaz naturel). Même à l'état liquide,
dans les conditions du gisement, le liquide contient une certaine quantité de gaz dissous qui va
être libérée dès lors que la pression est abaissée, soit en raison de la production, soit du fait de
la remontée du fluide en surface. Dans certains cas, la zone imprégnée de pétrole est bordée,
dans sa partie supérieure, par une zone (gaz-cap) contenant du gaz et, dans sa partie inférieure,
par une zone aquifère contenant de l’eau. L’ensemble se trouve à une pression de l’ordre de 200
ou 400 bars le plus souvent. Mais cette pression peut monter jusqu’à 1000 bars et même au-
delà, c’est à dire plus de 1000 fois la pression atmosphérique.
Dès qu’un forage met en communication ce gisement avec la surface de la terre, la pression va
expulser le pétrole et le gaz vers la surface, comme si on retirait le bouchon d’une bouteille de
champagne.
Tête de puits ou Christmas tree
(arbre de noël)
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Injection d’effluent
Remontée de pétrole
RECUPERATION SECONDAIRE
Au fur et à mesure que le pétrole et le gaz sont produits, la pression baisse à l’intérieur du
réservoir. Afin de stabiliser cette pression et d’augmenter la quantité d’huile récupérée, on va
injecter des fluides dans le gisement, en premier lieu de l’eau ou du gaz. Ce sont ces opérations
que les techniciens appellent la récupération secondaire. L’eau sera injectée à la base du
gisement, ou bien en périphérie afin d’opérer une sorte de balayage qui poussera l’huile vers les
puits de production tout en maintenant la pression dans le réservoir. Simple en apparence, cette
opération requiert cependant toute une série de précautions. On injecte en général de l’eau
traitée, car il faut éviter que cette eau apporte des ions entrant en réaction avec ceux contenus
dans l’eau du gisement. Ils pourraient donner des sels insolubles qui boucheraient les pores de
la roche. L'injection d'eau a eu parfois des conséquences inattendues Les injections de gaz
répondent au même objectif. Elles sont réalisées soit au sommet du gisement quand il s’agit
simplement de faire remonter la pression, soit à sa base pour qu’il déplace vers les puits de
production le pétrole tout en minimisant la ségrégation gravitaire. Le gaz entraîne vers le puits,
par évaporation, les composants du brut les plus légers. En outre, il réduit le piégeage capillaire
et contribue à vider les pores de la roche du pétrole qui s’y était logé.
RECUPERATION TERTIAIRE
Les procédés de récupération tertiaire font appel à des méthodes nouvelles ou déjà connues,
mais réadaptées grâce à l'évolution des technologies. Ils n’interviennent que dans la production
d’environ 2 millions de barils par jour actuellement, soit à peine 2 % de la production mondiale.
Ce sont des procédés qui sont généralement mis en œuvre dans les dernières phases de la vie
d’un gisement. Mais ils portent l’espoir d’augmenter encore les taux de récupération de quelques
points supplémentaires.
Les techniques de récupération tertiaire visent à pousser plus efficacement le brut vers les puits
de production, à augmenter la fluidité du pétrole qu’on cherche à récupérer, ou, au contraire, à
21
diminuer la perméabilité de certaines couches du sous-sol dont les caractéristiques nuisent à un
balayage efficace du réservoir.
Injection de polymères
Les opérations de balayage destinées à pousser le pétrole vers les puits de production
rencontrent des limites dans le cadre de la récupération secondaire. « L’eau est un à cent fois
moins visqueuse qu’un pétrole conventionnel. Si on veut obtenir un balayage piston e fficace, il
faut l’épaissir pour donner au fluide injecté une viscosité aussi proche que possible de celle du
brut qu’on veut récupérer. Pour y parvenir, on utilise des polymères dosés sur mesure en
fonction des caractéristiques du gisement» L’opération nécessite d’installer sur le site une unité
de fabrication si les quantités à injecter sont importantes,
Injection de CO2 « Le gaz carbonique présente un bonne affinité avec le pétrole ».
D’une part, il diminue les forces capillaires qui retiennent l’huile dans les pores de la roche,
d’autre part, il diminue la viscosité et fait augmenter le volume du pétrole, rendant ainsi la
production plus facile ». La mise en œuvre de ce procédé suppose évidemment de pouvoir
disposer de CO2.
Injection de vapeur
Pour augmenter la fluidité du pétrole, notamment lorsqu’il s’agit de bruts lourds, extra-lourds ou
de sables bitumineux on va chercher à réchauffer une partie du réservoir en y injectant de la
vapeur. C’est une technique qui se révèle efficace lorsque les gisements sont peu profonds.
« Au-delà de 1000 mètres de profondeur, on perd trop d’énergie. Le fluide qui arrive en bas n’est
plus de la vapeur mais de l’eau chaude ».
Deux méthodes sont principalement utilisées pour réchauffer le brut :
- Les injections cycliques ou «Huff and Puff» : On injecte de la vapeur dans le gisement, puis on
attend pendant plusieurs jours, en pratique une à deux semaines, que la chaleur se soit diffusée
dans le réservoir et ait réchauffé le pétrole. Après quoi on reprend un cycle de production.
Lorsque le sous-sol est perméable, on peut également accompagner le cycle de production
d’opérations de balayages par injection de vapeur afin de pousser le brut vers les puits de
production.
- La récupération gravitaire assistée par injection de vapeur ou SAGD (Steam Assisted Gravity
Drainage) : Il s’agit d’une méthode relativement sophistiquée. Il faut d’abord forer une série de
doublets .Chaque doublet étant constitué de deux puits horizontaux parallèles distants de 3 à 5
mètres. Les doublets sont eux-mêmes espacés d’environ 150 à 200 mètres. Sachant que la
vapeur ne peut pénétrer dans le réservoir tant que le pétrole n'a pas été fluidifié, on commence
22
par faire circuler de la vapeur dans les deux puits des doublets pendant deux à trois mois pour
réchauffer la roche et le pétrole.
Quand celui-ci se met à couler vers le puits inférieur, on injecte en continu de la vapeur dans le
puits supérieur afin de créer dans le sous-sol une « chambre de vapeur » qui facilite la migration
du brut qui est collecté dans le puits inférieur. C’est un procédé extrêmement efficace», car il
permet de récupérer jusqu’à 60 % de l’huile en place.
Oxydation et combustion in situ
Une autre technique est envisagée pour récupérer les bruts légers ou plus lourds : réchauffer la
roche en faisant brûler une partie du pétrole dans le gisement lui-même. La combustion doit être
alimentée par une injection d’air. Ce sont les fractions les plus lourdes du pétrole qui brûlent (5%
à 10 % du brut contenu). Le front de combustion qui atteint une température de 600°C à 800°C
pousse l’huile vers les puits de production. Environ 300 opérations de ce type ont déjà été
tentées dans le monde et la moitié se sont traduites par des succès techniques.
Comment entretenir le puits en production ?
Le puits forés qui est en production doit être gardé aussi exploitable que possible. Or différentes
causes peuvent provoquer l’usure du matériel, la diminution du débit : érosion par la circulation
des fluides, frottements, vieillissement, corrosion, venue d’eau ou de gaz, formation des dépôts
de paraffines, d’hydrates ou de sable.
* Usure
l’Usure par érosion est principalement due à des venues de boue résiduelle en cours de
production, à des venues de sables, et enfin à la présence de gouttelettes dues à la détente dans
un flux de gaz. Les deux (02) premières causes peuvent être supprimées, ou au moins réduites
(bon dégorgement lors de la mise en production, utilisation des crépines). Dans tous les cas il
faut prévoir des matériels adaptés (résistants ou facilement remplaçables).
L’usure par frottement de pièces métalliques (tiges de pompage, de clapets,…) ne peut être
surveillée ou repartie (rotation des tiges de pompage).
L’usure par vieillissement (fatigue des tiges de pompages) nécessite le choix de matériels
appropriés.
L’usure par corrosion peut porter sur le tubage (extérieur et intérieur), le tubing et tous les
matériels. Elle peut provenir d’une action électrolytique entre réseau de collecte de tubage, des
courants naturels entre deux horizons reliés par le tubage, de bactéries, ou bien encore d’une
action chimique (eau salées). Les remèdes sont : la protection cathodique du tubage, l’utilisation
des revêtements plastiques, d’agents bactéricides, l’isolement tubing-tubage par packer et fluide
de complétion et enfin l’injection d’inhibiteurs de corrosion. De toute manière, un contrôle
permanent est recommandé teneur en fer de l’eau produite, vérification du diamètre des tubings).
23
* Nettoyage
Fond du puits : le fond du puits en production peut être encombré par la boue, de sédiments,
de paraffines. Ces dépôts, reconnus par contrôle direct, peuvent être éliminée par :
– Pistonnage : Un piston muni d’un clapet est descendu au bout d’un câble.
– Cuillerage : Une petite capacité descendue au bout d’un câble se remplie au fond des déblais
qui sont remontés en surface.
– Curage à l’aide de tube télescopique, utilisée principalement dans le cas de dépôt de sable.
Une circulation inverse est établie, le sabot du dernier tube télescopique (l’ensemble étant encré
dans le tubing) reposant sur le dépôt.
– Curage sous pression à l’aide d’un petit tubing concentrique au tubing de production, le petit
tubing étant forcé dans le puits.
Si les méthodes citées ne permettent pas l’enlèvement des dépôts, il est toujours possible de
tuer le puits et de le curer en descendant, après relevage du tubing et du packer, un trépan avec
une garniture de tige et en circulant. Cette possibilité présente toutefois l’inconvénient de
diminuer, au moins temporairement, le potentiel du puits. S ’il s’agit d’un dépôt de paraffine, on
peut le fluidifier par un solvant pompée ou descendu à la cuiller, ou bien encore envoyer de la
vapeur surchauffée.
Perforations : un grattage suivi de dégorgement ou de pistonnage, peut déboucher les
perforations. Dans certains cas, une injection d’agents chimiques est nécessaire.
Tubing
– Dépôt de paraffine : Ces dépôts peuvent contenir paraffine, asphaltènes, bitume, sable, argile,
sel…. Ils se produisent souvent par dégazage d’huile (chute de son pouvoir dissolvant et de la
température) et sur des obstacles (rugosités, manchons). Les divers procédés utilisés pour
combattre ces dépôts sont : utilisation de revêtement plastique (tubing et tige de pompage) sur
lesquels la paraffine ne se dépose pas, chauffage du tubing aux endroits critiques par envoi de
vapeur ou par des résistances électriques, grattage par gratteurs descendus au bout d’un câble
(puits éruptif) ou montés sur les tiges de pompage. On peut encore, dans les puits éruptifs,
utilisés un piston racleur qui descend par son propre poids (puits fermé) et remonte lorsque le
puits est ouvert.
– hydrates : des bouchons hydrates peuvent obturer les tubings lorsque se trouvent en présence
de l’eau liquide et du gaz, dans certaines conditions de pression et de température. Dans ce cas,
les remèdes sont : le réchauffage en continu par circulation d’huile chaude grâce à un deuxième
tubing concentrique au premier et de plus grand diamètre. Le réchauffage peut aussi être par
descendante d’une résistance chauffante afin de faire fondre un bouchon existant. Par injection
d’inhibiteur, on peut rabaisser le point de formation d’hydrates ‘injection d’alcool méthylique, de
chlorure de calcium, de glycols...).
24
* Contrôle de la teneur en eau
l’eau produite peut provenir des niveaux exploités ou de niveaux aquifères voisins théoriquement
isolés lors de la complétion. L’augmentation de la teneur en eau de la production entraine une
diminution du débit de la couche (contre-pression augmentée), une augmentation de la corrosion
et des dépôts, enfin une augmentation des capacités de traitement et donc des possibilités
d’évacuation de l’eau. Les remèdes à ce genre de problème sont : amélioration de la cimentation
du tubage, pose d’un bouchon de fond ou d’un packer ou encore fermeture des perforations
basses (eau venant du bas), descente d’une colonne que l’on cimente et perfore.
Dans le cas d’accumulation d’eau au fond, on peut pistonner, faire circuler cette eau avec l’huile
déshydratée, utiliser un gas-lift temporaire, ou bien encore un piston libre se déplaçant entre
deux accessoires-un supérieur ouvrant le clapet et un inferieur le fermant (l’ouverture du puits fait
monter le piston qui redescend lors de la fermeture).
* Contrôle de la teneur en gaz
Le gaz produit avec l’huile peut provenir soit de l’huile elle-même, soit d’un gas-cap existant, soit
d’un niveau voisin. Dans le cas de gas-cap, la fermeture des perforations supérieures suffit.
L’amélioration de la cimentation est le remède pour le dernier cas.
Techniques d’interventions sur les puits en production
Le grattage des tubings, des fonds de puits, le contrôle du débit, ainsi que par exemple les
mesures de pression de fond, les échantillonnages de fond, nécessitent l’introduction dans le
puits de différents dispositifs. Ces opérations doivent avoir lieu si possible sans arrêter la
production, ou sans tuer le puits par la boue de densité convenable qui risquerait d’endommager
la couche. Deux (02) méthodes sont utilisées : le travail au câble et le curage sous pression.
Dans certains cas on peut être amené à modifier la complétion d’un puits (fermeture de certains
niveaux) ou à effectuer des réparations ou remplacements de matériels (tubage, tubing, vannes).
Cela nécessite, comme certains nettoyages, d’intervenir sur un puits tué avec un appareil plus
que ceux utilisées pour les méthodes précédentes.
* Le travail au câble
Outre le câble qui permet la descente des outils et le treuil de manœuvre, il est nécessaire
d’avoir un SAS, montée sur le chapeau de la tête de puits, afin de permettre l’introduction des
outils. Le SAS étant érigé avec le mat de levage, on y introduit l’extrémité du câble, on fait un
nœud sur l’attache de câble et l’on met en place le train de travail au câble et l’outil. Le chapeau
de tête de puits étant enlevé, on visse le SAS, puis on ouvre la vanne de curage pour la mise en
pression du SAS. Les outils sont descendus alors. A la remontée, un train de travail étant dans
les SAS, on ferme la vanne de curage et l’on décomprime le SAS, avant de le retirer et de
25
remettre ne place le chapeau.
* Curage sous pression par tubing concentrique
Grâce à un dispositif spécial, un petit tubing muni d’un outil de forage ou d’une fraise et obturée
par un clapet de non-retour est introduit dans le tubing de production et on peut ainsi reforer.
* intervention dans un puits tué
Cette opération a lieu quand il n’est pas possible éliminer par les techniques précédentes, ou
bien pour les reprises de complétion work over. Elle nécessite un appareil de service complet,
avec rotation, circulation, station de traitement de boue. Le puits est tué par la boue, soit :
- par injection de boue dans le tubing, les hydrocarbures étant repoussées dans la couche .
- par circulation inverse ou après perforation du tubing.
On démonte l’arbre de noël (chrismas tree) puis on remonte sur la tête des dispositifs de sécurité
et une croix de circulation puis la tête de puits est remontée et remise en service.
26
LE STOCKAGE
Le stockage des ressources énergétiques est non seulement nécessaire pour compenser les
fluctuations d’approvisionnement dues à toutes sortes d’aléas lors de la production, du transport
et du raffinage, ou les variations de la consommation, qui dépendent notamment des conditions
météorologiques. Il est aussi stratégique pour assurer un minimum d'autonomie énergétique du
pays consommateur. Le stockage doit être assuré aux différentes étapes du cheminement du
pétrole, depuis le puits de production jusqu’aux lieux de consommation. Les dépôts pétroliers
importants se trouvent essentiellement sur les lieux de production du pétrole brut, aux extrémités
des oléoducs, dans les terminaux de chargement et de déchargement du pétrole, à proximité
des raffineries. Ces stockages concernent le pétrole brut, les charges, les coupes intermédiaires
et les produits finis avant expédition.
27
Pendant les opérations de transfert d’hydrocarbures, les intervenants sont nombreux et ont des
intérêts divergents. Par exemple un dépôt serait favorable à recevoir du produit sans payer
pendant le fournisseur serait favorable à recevoir beaucoup plus d’argent. C’est pour cela que le
fournisseur s’attacherait à ne transférer que la quantité exacte demandée. 2% de perte sur une
quantité de 2.000.000 litres (2.000m3) ferait perdre à l’un des operateurs 40.000 litres (40m3) de
produits pétroliers et gagner à l’autre la même quantité. On voit bien que la reconnaissance des
quantités est très importante et est assurée avec un professionnalisme accru. De plus, les
produits pétroliers transférés doivent répondre aux spécifications, celles qui pourront garantir sa
conformité. Ce sont les impuretés physiques (densité, viscosité, etc...).
1- Le but et intérêt du jaugeage
Le but du jaugeage est essentiellement de reconnaitre les quantités des hydrocarbures dans les
réservoirs, diminuer les pertes. La comparaison des volumes déplacés, la détermination des
hauteurs d’eau contenue dans le réservoir sont des éléments qui confèrent au jaugeage, un
intérêt important. L’eau n’étant pas vendue pendant une opération de transfert d’hydrocarbure,
il est primordial de s’assurer que le produit contenu dans le réservoir est bel et bien des
hydrocarbures. Une jauge permet de savoir la hauteur d’eau en vue d’une déduction éventuelle.
Nous verrons plus loin la méthode de détermination des eaux dans les bacs (cas pétrole brut).
2- Le réservoir de mesure
Un réservoir destiné à des mesures commerciales doit être un « réservoir mesure » c’est à dire :
Etre construit selon la règlementation en vigueur
Avoir subi un contrôle métrologique avant la mise en service.
Le réservoir doit avoir également les éléments suivant :
Une plaque de touche tenant lieu de référence du fond du réservoir
Une hauteur témoin de référence indiquant la hauteur entre la plaque de touche et le bord
du puits de jauge. La hauteur témoin totale (HTT) est une caractéristique du réservoir. Elle doit
être gravée sur la plaque d’identification de jaugeage collée sur le bac à un endroit accessible
facilement, en général à côté du puits de jauge.
2.1) hauteur de plein – hauteur de creux
28
Hauteur caractéristique d’un bac
La hauteur entre la plaque de touche et la surface du liquide est appelée hauteur de plein ou
‘’plein’’. La hauteur entre la surface de liquide et la référence supérieur du puits de jauge est
appelée la hauteur de creux ou ‘’creux’’.
2.2) le ruban de jaugeage
C’est un ruban d’acier gradué en millimètre au bout duquel est attaché un lest en cuivre lui aussi
gradué en millimètres. C’est un équipement indispensable dont doit disposer tout stockage
d’hydrocarbure.
HA
UT
EU
R T
OT
AL
E T
EM
OIN
CR
EU
X
PL
EIN
Puits de jauge
Surface du liquide
Plaque de touche
29
Puits de jauge
2.3) barémage et rebarémage
Le barémage d’un bac répond à un critère dépendant du type de toit dont dispose le bac.
Il consiste à déterminer la quantité correspondante du produit par rapport à la hauteur. Le bac
n’étant pas un cylindre parfait, l’erreur commise en calculant la quantité de produit uniquement
en fonction du diamètre et de la hauteur du produit serait très grande. Le barémage tient compte
de ces aspérités et donne pour chaque hauteur par pas de 5mm ou 10mm, le volume
correspondant. Une correction est faite en fonction du toit du bac.
2.3.1) les différents types de bacs a- les toits fixes
30
Toit flottant
Joint d’étanchéité
Puits de jauge
b- les toits flottants
pour leur forte tension de vapeur, les produits légers comme l’essence, le kérosène et même le
pétrole brut sont stockés dans des bacs à toit flottants. Le toit repose donc sur le liquide et se
déplace avec lui. Ce bac a la réputation de ne pas être étanche et coule facilement.
Pour diminuer ce risque, des drains disposé à 120° l’un de l’autre servent à évacuer vers une
purge extérieure, les eaux pluviales.
Escalier métallique
Les bacs à toit fixes sont réservés au produit
de faible tension de vapeur telques les
résidus, le fuel, le gazole
Certains bacs à toit fixe sont munis de
réchauffage par un serpentin à vapeur. Ces
types de bacs sont réservés exclusivement
aux produits dont le point d’écoulements est
élevé et / ou à viscosité élevée (fuel lourd,
VGO, Résidu atmosphérique, etc..). Les toits
fixes procurent une parfaite étanchéité car
soudés sur la robe du bac.
31
Ecran
c- les toits fixes avec écran interne
2.3.2) le barémage
Le barémage étant la détermination des volumes en fonction de la hauteur de produit, il n’est pas
identique pour tous les bacs. Autant le volume est direct pour tous les toits fixes, autant une correction est
nécessaire pour les toits flottants et les écrans internes. On effectue les corrections en ajoutant ou en
retranchant des valeurs correspondant au volume occupé par le toit qui repose sur le liquide.
Selon les normes en vigueur, la périodicité du barème d’un bac utilisé dans les transactions commerciales
est de 10 ans. Les bacs qui ne sont pas utilisés dans les transactions commerciales ne sont pas pris en
compte.
Comment jauge-t-on un bac de stockage?
Ce bac est utilisé dans le stockage du
jet A1 qui est très sévère en
spécification. L’écran repose sur le
liquide pour éviter les évaporations
intenses et le toit lui assure la parfaite
étanchéité.
32
Pour jauger un bac de stockage, l’opérateur doit se conformer aux règles de sécurité en vigueur
dans l’établissement :
- Le port de gant
- Le port de casque
- Le port de chaussure de sécurité
- Tenue de travail
- Les tuyauteries situées en aval du bac à jauger doivent être remplies ou être dans le même
état de remplissage pendant l’opération de jauge avant et après
- Les pompes de remplissage et de vidange doivent être arrêtées. Il est recommandé de laisser
les réservoirs se stabiliser 2H après une opération de remplissage et 1 H après une opération
de vidange.
- Dans le cas des réservoirs équipés d’une recirculation ou d’une purge, celle-ci doit être
arrêtée 1H avant
- La différence de hauteur de produit mouvementé doit correspondre à l’incertitude maximale
recherchée
- Il est recommandé de s’assurer de la bonne fermeture et si possible, de l’étanchéité des
vannes de pied de bac (par jaugeage successif, système acoustique, vanne a contrôle de
fuites).
Pour les bacs à toit flottant, dans la mesure du possible, le jaugeage manuel sera effectué par
temps calme. L’effet d’oxillation du toit lié au vent provoque un mouvement ondulatoire du
produit. Il faudra également prendre garde de ce qui peut se trouver sur le toit (matériels divers,
eau de pluie, etc…).
Une jauge est une technique de détermination de la hauteur de produit dans le réservoir.
La jauge peut être automatisée ou manuelle.
Jauge manuelle A cause des corps étrangers pouvant se trouver dans le puits de jauge, le flambage du ruban de
jauge ou même de la déformation de la plaque de touche, il est conseillé de faire la mesure par
le creux. Ceci exige que les repérages verticaux soient obligatoirement connus. Le niveau de
liquide doit être lu sur le lest en cuivre.
Méthode 1 : Mesure par le plein
Cette méthode consiste à plonger très lentement le ruban de jauge dans le puits jusqu’à ce que
le Lest touche très doucement la plaque de touche. Cela pour éviter le flambage du ruban qui
peut causer d’énormes erreurs. Auparavant, une pâte indicatrice d’hydrocarbure est étalée sur le
ruban. En règle générale, pour éviter le gaspillage de cette pâte, elle est mise à plus ou moins
50cm de la hauteur présumée étant indiquée par une autre source que l’on prendra soin de
consulter. Le niveau d’hydrocarbure sur le ruban sera matérialisé par la frontière entre la
nouvelle couleur de la pâte due à l’hydrocarbure et la couleur originale de celle-ci.
Méthodes
33
Soit Ha, la hauteur approximative ; l’operateur
descend le ruban, puis le fixe sur le puits à une
hauteur H.
L’operateur remonte le ruban et il lit ensuite la trace
du liquide sur le lest :
la valeur de creux est donc Hc=H-h
le plein correspondant a pour valeur HTT-Hc
Méthodes :
La valeur lue à ce niveau sera la hauteur du produit dans le bac. Il sera également relevé la
hauteur totale témoin du réservoir au niveau de la référence supérieure du puits de jauge.
Méthode 2 : Mesure par le creux
L’opération sera rapide si la hauteur de creux est approximativement connue soit par une jauge
extérieure ou par un autre procédé quelconque.
Jauge automatique
Méthode 1 : Par palpage ou flottaison
Ce système de jauge automatique ou téléjauge est utilisé à la SIR. Il consiste en un flotteur qui
se trouve à la surface du liquide dans le puits de jauge qui se déplace en fonction du niveau de
liquide. Ce flotteur est relié à des roues dentées elles même soutenues par une bobine.
Les roues dentés affichent la valeur du site qui est transformée en courant jusqu’en salle de
contrôle. Un convertisseur transforme ce courant en valeurs numériques accessibles.
Méthode 2 : Par RADAR
Ce système de téléjaugeage par Radar est actuellement en expérimentation à la SIR. C’est un
principe d’utilisation des rayons infra-rouge qui bombardent le niveau du liquide. Selon le niveau
du bac, le rayon retourne tardivement ou rapidement. Ce mécanisme est transformé en courant
34
jusqu’en salle de contrôle pour être numérisé. Il a l’avantage d’être plus précis car les obstacles
susceptibles d’être déposés sur la plaque de touche ne sont pas rencontrés
Méthode 3: Par SONAR
Un son émis doit traverser le liquide depuis da surface libre jusqu’au fond.
La hauteur de liquide est déterminée par la rapidité avec laquelle le retour est réceptionné. Ce
système est moins sûr car un obstacle se trouvant sur la plaque de touche est très vite pris pour
le fond de bac comme dans les cas des jauges manuelles.
La connaissance de la température du liquide dans un bac de stockage est indispensable au
calcul des volumes à 15°C. Connaitre la température en chaque point de la quantité de produit
stocké en réservoir n’est pas chose aisée. La détermination de la température moyenne résulte
d’une approximation. Malheureusement, il est constaté des écarts énormes de température en
plusieurs endroits dus à la stratification dans le bac.
Les deux grandes catégories de matériel utilisées sont :
- Le thermomètre à mercure
- Le thermomètre à résistance
- Thermomètre électronique
Méthode 1 : Mesure par thermomètre a mercure
La détermination des températures à l’aide du thermomètre à mercure des produits dans un bac
se fait par prise d’échantillon ou par poste fixe.
* mesure par prise d’échantillon : le thermomètre se trouve immergé dans un bocal contenant le
produit dont on veut connaitre la température. Le produit ayant été préalablement prélevé du bac.
La lecture se fait à l’air libre et si l’on pense que l’échantillon est représentatif du bac, alors la
température mesurée représente la valeur moyenne du bac. Il n’est pas toujours facile par cette
méthode d’obtenir une température convenable surtout pour des bacs munis de réchauffage
et/ou les bacs contenant des produits lourds non munis d’agitateurs.
* mesure par poste fixe : le thermomètre est installé dans un puits thermométrique fixé à la robe
du bac à une hauteur d’environ 0.8m du sol. Cette méthode est couramment utilisée et existe
depuis longtemps à la SIR. Le puits thermométrique est rempli d’un liquide thermoconducteur. La
température du liquide thermoconducteur est représentative de celle du produit dans le bac.
35
Méthode 2 : Mesure par sonde à Résistance
Ce sont des sondes équipées de plusieurs résistances dont le nombre dépend de la hauteur du
bac. Cette méthode a l’avantage de mesurer les températures à différents niveaux dans le bac.
La moyenne algébrique des valeurs lues constituent la température moyenne du bac.
On y trouve différentes sortes de sondes:
* sondes à résistance à bulbe verticale
* sondes à résistance à bulbe incliné
Puits thermométrique sur trou d’homme d’un Bac.
36
Sonde à Résistance
37
38
La mesure de la masse volumique s’effectue au laboratoire. Les résultats sont exprimés
généralement en Kg/m3 ou en T/m3. Les mesures peuvent être effectuées :
- à l’aréomètre
- au densimètre à tube vibrant
- au pycnomètre
Les résultats obtenues sont des masses volumiques dites ‘’dans le vide’’.
La masse volumique est dite ‘’dans le vide’’ lorsque la poussée de l’air n’intervient pas dans la
mesure. Dans le cas contraire, la masse volumique est dite ‘’dans l’air ’’.
Méthode 1 : Mesure à l’aréomètre
L’aréomètre est un appareil gradué en verre ou en métal permettant de mesurer la masse
volumique d’un liquide. Le fonctionnement est fondé sur le principe d’Archimède. On plonge
Méthodes
39
l’appareil dans le liquide puis quelques temps après, sous l’influence de la poussé du liquide on
effectue la lecture liée à la graduation. L’aréomètre utilisé devra être conforme à la norme NF
T60-101 et le modèle est aréomètre type M 50.
Méthode 2 : Mesure avec densimètre
Cet appareil tend à remplacer les aréomètres dans les laboratoires, bien qu’actuellement
aucune norme française ne couvre son utilisation. Un tube formant diapason est rempli
d’échantillon à mesurer. Ce tube est excité électro magnétiquement. En mesurant avec précision
la période des oxillation du tube, on peut déduire la masse volumique de l’échantillon qui est
affiché numériquement.
Méthode 2 : Mesure au Pycnomètre
Photo densimètre
Cet appareil est utilisé pour la détermination de la
masse volumique par pesée avec une balance de
précision. La mesure au pycnomètre est
normalisée. Le pycnomètre peut être utilisé
pour la détermination des masses volumiques des
produits de référence
40
Les hydrocarbures n’étant pas exempts d’eau et de sédiments non commercialisables, il apparait
nécessaire de connaitre les pourcentages que représentent ces deux composants (eau et
sédiments) dans les quantités totales mesurées.
Mesure des sédimentsMéthodes
Méthode 1 : Mesure des sédiments par extraction
Un échantillon placé dans une cartouche poreuse est soumis aune extraction au toluène sous
l’action de la chaleur jusqu’à l’obtention d’une masse constante du résidu se trouvant dans la
cartouche après séchage. Les résultats sont exprimés en % poids.
Méthode 2 : Mesure des sédiments par centrifugation
Plusieurs échantillons (2 à 6) de 50ml auxquels ont ajoute du toluène chauffé préalablement sont
versés dans un tube de recette. Une accélération appliquée aux tubes permet de séparer les
sédiments (retrouvés en fond) de l’eau et des hydrocarbures mélangés au toluène. Les résultats
sont lus sur des tubes de recettes directement en ml.
Mesure de la teneur en eauMéthodes
41
Méthode 1 : Mesure de Karl Fisher
Principe de coulométrie : On ajoute l’échantillon à un solvant (réactif de Karl Fisher) constitué
d’ions I- et SO2 dans un récipient électrolytique. Au niveau de l’anode, l’ion I- génère de l’iode I2
qui réagit avec de l’eau selon la réaction suivante I2+SO2+H2O 2HI+H2SO4
Principe par électrométrie : le solvant est injecté à la goutte à goutte dans l’appareil. La
neutralisation de l’iode est telle que l’iode en excès laisse passée le courant. La quantité de
solution de Karl Fisher utilisé permet de déterminer le pourcentage d’eau dans l’échantillon.
Méthode 2 : méthode par distillation (SIR)
Un échantillon mélangé à un solvant extracteur (toluène ou xylène) non miscible à l’eau est
chauffé dans un ballon. Le mélange vapeur eau solvant est condensé, l’eau est piégée dans le
tube gradué et le solvant retourne au ballon.
Méthode 3 : méthode par hydrure
L’hydrure de calcium CaH2 réagit avec l’eau selon la formule CaH2+2H2O CaOH2+2H2
La quantité d’hydrogène dégagée est directement proportionnelle à la quantité d’eau présente
dans l’échantillon.
42
LE RAFFINAGE
Le pétrole brut extrait des puits de production est pratiquement inutilisable car c’est un mélange
d’hydrocarbures de compositions diverses qu’il faut traiter pour obtenir la gamme de produits finis
aux spécifications commerciales. C’est ce traitement qu’on appelle le Raffinage .
Les différentes étapes du raffinage sont :
La distillation atmosphérique
La distillation sous-vide
la conversion
43
Le craquage
Toutes ces différentes opérations sont regroupés dans des complexes appelés
Hydroskymming.
COMPLEXE D'HYDROSKYMMING
Le complexe Hydroskymming a pour rôle essentiel de transformer le pétrole brut en plusieurs
coupes pétrolières. Ces complexes sont généralement sont codifiés comme suit :
HSK1, HSK2, HSK3 …
Et Chacun des complexes a les unités suivantes :
la distillation atmosphérique
l'hydrotraitement des essences
l'hydrodésulfuration du kérosène
le reformage catalytique
Etapes intermédiaires
La distillation TBP
Une coupe pétrolière peut être caractérisée par deux propriétés choisies parmi les suivantes : Point normal d’ébullition Masse molaire
Densité (ou degré API) Facteur de caractérisation de Watson
Elles peuvent également être caractérisées par une courbe de distillation et une densité
expérimentale (courbe TBP ou ASTM). Cette distillation permet la séparation des hydrocarbures
des pétroles bruts en fonction de leur température d’ébullition.
44
Le préchauffage
Le pétrole stocké dans les bacs à une température faible, en moyenne 30°C ce qui
correspond généralement à la température du pont d’écoulement. Pour raffiner ce pétrole
brut, il lui faut une température de transfert qui se situe dans l’ordre de 350-400°C : il faut
45
Photo Train d’échangeur
donc le préchauffé progressivement à l’aide des échangeurs associés en séries (train
d’échangeurs).
* Échangeur coaxial ou Échangeur double tubes
* Échangeur à faisceau et calandre
* Échangeur à plaques
L'écoulement des fluides peut se faire dans le même sens ou en contre-sens
Les échangeurs
46
Le principe du dessalage est de nettoyer le pétrole brut ou les résidus lourds avec de l’eau à
température élevée et sous haute pression pour dissoudre, séparer et retirer les sels et les
solides. 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. Il existe trois méthodes de dessalage : Le dessalage chimique,
la séparation électrostatique et la filtration sont trois méthodes typiques de dessalage du brut.
- Le dessalage chimique : Dans ce type de procédé, 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 une décantation.
- Le dessalage électrostatique (cas SIR) : Dans le dessalage électrostatique, on applique des
charges électrostatiques de tension élevée (entre 15 et 35 kV) 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.il faut noter que
la température de dessalage se situe entre 110-150°C.
- La filtration : Un troisième procédé, moins courant, consiste à filtrer le pétrole brut chaud sur
de la terre à Diatomées (Les diatomées sont des algues jaunes et brunes unicellulaires
caractérisées par le fait qu'elles Sont les seuls organismes unicellulaires à posséder une
structure externe siliceuse enveloppant totalement La cellule. Transparente et rigide, cette
enveloppe, appelée frustule, est associée à des composants Organiques et est formée de deux
thèques emboîtées à symétrie remarquable ; la silice qui la compose est Faiblement cristallisée
(semblable à du verre). Dans les dessalages chimique et électrostatique, on chauffe la matière
Le dessalage
47
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.
48
Dessaleur .doc-Ifp,
Distillation Atmosphérique
L’unité de distillation atmosphérique réalise la première séparation du pétrole brut et permet
d’obtenir plusieurs coupes principales. Dans les tours de distillation atmosphérique, le pétrole
brut dessalé est préchauffé en utilisant la chaleur recyclée provenant des procédés (2e train
d’échange). Cette charge est ensuite acheminée vers un réchauffeur à chauffage direct (four
atmosphérique), puis vers le bas d’une colonne de distillation verticale, à des pressions
sensiblement égale à la pression atmosphérique et à des températures allant de 300 °C à 400°C,
intervalle de température qui correspond à la température de stabilité des hydrocarbures.
Les fractions légères (à bas point d’ébullition) se diffusent dans la partie supérieure de la tour
(zone de rectification), 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. 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. 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.
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 (zone d’épuisement) sont
acheminées vers une tour de distillation sous vide pour subir un fractionnement plus poussé.
49
Présentation des plateaux
La distillation est un processus où on va séparer un mélange par évaporation. La matière du
mélange avec la température d’ébullition la plus faible évaporera la première, la matière avec la
température d’ébullition la plus élevée reste en arrière.
La vapeur chauffe chaque fois le plateau supérieur. Le liquide descend et condense la vapeur
ascendante. Le liquide sur les plateaux est en phase d’ébullition. La température d’ébullition et la
composition sont différentes pour chaque plateau. La chaleur latente de la vapeur entrante est
ainsi délibérée pour garder le liquide sur ce plateau à sa température d’ébullition et pour
l’évaporer partiellement. Le liquide sur le plateau et la vapeur qui en sort sont en équilibre. On
obtient ainsi la température d’ébullition du mélange de chaque plateau.
Nous obtenons une colonne de distillation avec plusieurs plateaux. Chaque plateau à sa
composition spécifique. Sur chaque plateau se trouve un liquide à une qualité définie.
Ce liquide peut-être y soutirer.
schéma de principe de la distillation atmosphérique
50
Hydrotraitement
C’est l’ensemble des procédés visant à éliminer les composés indésirables présents dans une
coupe pétrolière au moyen d’un traitement catalytique en présence d’hydrogène.
L’essence totale est désulfuré catalytique ment en présence d’hydrogène et donnera après
fractionnement des gaz, de l’essence légère et de l’essence lourde.
51
L’hydrotraitement permet d’éliminer environ 90% des contaminants, y compris l’azote, le soufre,
les métaux et les hydrocarbures non saturés (oléfines) présents dans les fractions pétrolières
liquides, comme l’essence de distillation directe. L’hydrotraitement est semblable à
l’hydrocraquage, les deux procédés utilisant de l’hydrogène et un catalyseur pour augmenter la
teneur en hydrogène de la charge d’oléfines.
Cependant, le degré de saturation est plus faible que celui obtenu par hydrocraquage.
Normalement, l’hydrotraitement s’effectue avant des opérations comme le reformage catalytique,
pour éviter que le catalyseur ne soit contaminé par la charge non traitée. L’hydrotraitement est
aussi pratiqué avant le craquage catalytique pour réduire la teneur en soufre, améliorer les
rendements et convertir les fractions de distillats moyens en kérosène fini, en carburant diesel et
en fioul de chauffage. Les procédés d’hydrotraitement varient selon les charges et les
catalyseurs. L’hydrodésulfuration élimine le soufre présent dans le kérosène, réduit les
composés aromatiques et les caractéristiques de formation de gommes et sature les oléfines.
L’hydroformage est un procédé de déshydrogénation permettant de récupérer l’hydrogène en
excès et d’obtenir des essences à indice d’octane élevé. Les produits hydrotraités sont mélangés
à d’autres produits ou sont utilisés comme charges de reformage catalytique.
Hydrodésulfuration
Le kérosène est désulfuré catalytiquement pour donner un produit satisfaisant aux spécifications
du carburéacteur. Les produits obtenues sont : Pétrole lampant / jet A1
le gazole est également désulfuré pour donner du gazole moteur. Le DDO (Distillate Diesel Oil)
est fabriqué à partir d’un mélange de gazole lourd, gazole léger et de kérosène .
Dans l’hydrodésulfuration catalytique, la charge est désaérée, mélangée à de l’hydrogène,
préchauffée, puis introduite sous haute pression dans un réacteur catalytique à lit fixe.
L’hydrogène est séparé et recyclé, puis le produit est stabilisé dans une colonne d’épuisement,
dont on soutire les fractions légères. Au cours de cette opération, les composés soufrés et
azotés présents dans la charge sont convertis en sulfure d’hydrogène (H2S) et en ammoniac
(NH3). Le sulfure d’hydrogène et l’ammoniac résiduels sont enlevés par entraînement à la
vapeur, passage dans un séparateur haute et basse pression ou lavage dans une solution
d’amines, ce qui permet d’obtenir un mélange très riche en sulfure d’hydrogène dont il est
possible d’extraire le soufre élémentaire.
52
Reformage Catalytique
Les procédés de reformage catalytique permettent de convertir les essences lourdes à faible
indice d’octane en essence à indice d’octane élevé, appelés reformats, par réarrangement
moléculaire ou déshydrogénation. Les carburants super et ordinaire sont obtenus par mélange
de reformat, d’essences légères et de butane dans des proportions variables. 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
53
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.
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 résidus de première distillation provenant de la tour
de distillation atmosphérique où la température est plus élevée. Au cours de ce procédé, à la
sortie du four sous vide la température de la charge tourne aux environs de 400°C, le RAT est
introduite dans une colonne (tour) de distillation appelé colle sous vide (pression voisine de 1/10e
de la pression atmosphérique). 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 donner les
produits suivant :
- Un distillat léger S/V
- Un distillat moyen S/V
- Un distillat lourd S/V qui servira d’alimenter l’hydrocraqueur
- Un résidu sous vide qui par fluxage avec du kérosène ou du gasoil donnera du Fuel 180 et
du Fuel 380 (180 et 380 représentent respectivement les viscosités)
Pour maximiser le rendement de différentes coupes soutirées, on crée des reflux à différents
niveaux de la colonne : un reflux interne plus chaud que l’on injecte en dessous du plateau de
soutirage et un reflux circulant moins chaud au-dessus du lit de garnissage.
NB : 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.
Base du DDO
54
55
Hydrocraquage
Le procédé de l’hydrocraquage consiste à mélanger dans la partie réactionnelle de l’unité, le
gazole lourd sous vide et l’hydrogène purifié (160 bars) en présence de catalyseur à une
température très élevée. C’est une transformation chimique que subit la charge (Résidu) car au
cours du procédé, la charge est fractionnée en des produits légers donc plus nobles telques : le
butane, l’essence, le kérosène, le gazole moteur et le gazole de spécialité (GOS).
Les principales opérations de raffinage
La distillation atmosphérique, la distillation sous vide
Hydrodésulfuration des essences, du kérosène et du gazole Lavage des gaz à l’amine
Transformation de H2S en soufre
Craquage thermique (viscoréducteur) et craquage catalytique
La gamme des produits pétroliers
Butane Propane
Carburants autos : Essence, super carburant et super carburant sans plomb Carburéacteur (Jet A1)
Gazole moteur Fuel domestique
Base à huile pour lubrifiants
Bitumes
Fuels lourds (bruleurs industriels, centrales…)
Caractéristiques des produits pétroliers
- La densité: donne le poids pour un volume de 1 dm3 (ou 1L) de cette matière par rapport
à l'eau qui a un poids de 1 kg pour 1L. L'essence a un poids de 0,755 kg par litre. - Point éclair : C'est la température la plus basse où la concentration des vapeurs émises
est suffisante pour produire une déflagration au contact d'une flamme ou d'un point chaud, mais
56
insuffisante pour produire la propagation de la combustion en l'absence de la flamme "pilote".
- Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS) : Quantité de chaleur, qui serait dégagée par la
combustion complète de 1m3 Normal de gaz. L'eau formée pendant la combustion étant ramenée
à l'état liquide et les autres produits étant à l'état gazeux.
- Le pouvoir calorifique inférieur (PCI) : Se calcule en déduisant par convention, du PCS la chaleur de condensation (2511 kJ/kg) de l'eau formée au cours de la combustion et éventuellement de l'eau contenue dans le combustible.
- Température d’auto inflammation : C'est la température minimale pour laquelle un
mélange combustible, de pression et de composition donnée, s'enflamme spontanément sans contact avec une flamme.
- Pression vapeur : La pression de vapeur est la pression sous laquelle le corps placé seul à une température donnée constante, est en équilibre avec sa vapeur. Autrement dit, c'est la
pression sous laquelle le liquide bout (ou encore le solide se sublime), à la température considérée.
- Densité vapeur : Cette donnée indique le nombre de fois les vapeurs d'un produit sont plus lourdes ou plus légères que l'air. Cette mesure est prise au point d'ébullition. Si la densité de vapeur >1, les vapeurs d'un produit auront tendance à se maintenir près du sol.
- Viscosité : La viscosité désigne la capacité d'un fluide à s'écouler, en mécanique des
fluides. En langage courant, on utilise aussi le terme de fluidité. Lorsque la viscosité augmente, la
capacité du fluide à s'écouler diminue. La viscosité tend à diminuer lorsque la température augmente.
Tableau récapitulatif des caractéristiques des carburants
Formule
C7H16
C21H44
C10H22
C14H30
C3H8 C4H10
CH4
C4H10
C3H8
indice
85/98
110
120
95
100
densité
0,755 0,845
0,77/0,83
2,35
2,703
2,008
point éclair
40°C
55°C
<-50°
pouvoir
calorifique
40000kj/kg
43000kj/kg
43105kj/kg
11.000 kcal/kg
11.850kcal/kg
45600kj/kg
46300kj/kg
température
d’auto
inflammation
300°C
250°C
>400°C
650°C
510°C
490°C
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* Gaz de Pétrole Liquéfié * Gaz Naturel
Caractéristiques détaillés des 3 carburants les plus utilisés L'ESSENCE (heptane)
Formule chimique : C7H16 (approché de 4 à 7 atomes de carbone)
Indice d'octane : NO 95/98
Caractéristiques de distillation : Intervalle de l'ordre de 30 à 210°C / Point initial 27°C Température d'évaporation : entre température ambiante et 215°C Densité : 0,755 (approché de 0,72 à 0,78 à 15°C
Point éclair : 40°C Pouvoir calorifique : 10 500 / 11 300 kcal/kg / 7 600 / 8 200 kcal/litre / 4 400 kJ/kg
Température d'ébullition : 30 à 190°C Température d'auto inflammation : 300°C Pression vapeur : 45-90kPa à 37,8°C
Densité de vapeur : 3 à 4 (air =1) Viscosité : 0,5 à 0,75mm²/s à 20°C
LE GAS-OIL (cétane): s'écrit aussi gas-oil, gasoil ou gazole
Formule chimique : C21H44 (approché de 12 à 22 atomes de carbone)
Indice de cétane : <49
Caractéristiques de distillation : point initial>=150°C / intervalle de distillation 150 à 380°C
Température d'évaporation : entre 180° et 370°
Densité : 0,845 (approché de 0,82 à 1,85 à 15°C)
Point éclair : 55°C
Pouvoir calorifique : 43 000 kJ/kg
Résistance au froid : 5° C le gazole se trouble / 15°C limite de filtrabilité / 18°C point
d'écoulement
Ce sont les paraffines contenues dans le gazole qui se transforment en cristaux quand la
température s'abaisse
Masse de souffre : 0,05% MAXI
Température d'ébullition : 180 à 360°C
Température d'auto inflammation : 250°
Pression vapeur : <100hPa à 100°C / <10hPa à 40°C
Densité vapeur : >5 (air=1)
Viscosité : <7mm²/s à 40°C
LE BUTANE
Formule chimique : C4H10
Densité : 2,703
Pouvoir calorifique : 45 600 kJ/kg
Formule chimique : C4H10
Teneur en soufre : 0.02% maximum
Température d'ébullition : -5°C
Pression de liquéfaction à 15°C : 1,5 bar
Température d'auto inflammation : 510°C
Doctor test : Négatif
58
Les opérations de constitutions des produits finis
On appel produit fini, tout produit issu d’un mélange ou non et dont les caractéristiques physico-
chimiques (cités plus haut) sont conformes à des spécifications pour son utilisation dans des
domaines donné.
Apres cette opération de constitution, les produits finis obtenus généralement par mélange sont :
- Le carburant (super)
- Le gasoil
- Le DDO
- Certaines catégories de Fuels (FO 180, 380, 450)
NB : le Jet A1 (kérosène) est un produit fini obtenu auquel on ajoute un additif (STADIS) pour
l’amélioration de la conductivité.
Pour fabriquer un produit fini par mélange, on utilise une installation technique appelée
communément mélangeuse. Il existe plusieurs mélangeuses :
- Mélangeuse essence (fabrication du super)
- Mélangeuse gasoil (fabrication gasoil et DDO)
- Mélangeuse fuel (fabrication des fuels)
Il faut retenir que toutes les mélangeuses ont les mêmes équipements et fonctionnent sur le
même principe.
Méthodes
Les produits soutirés depuis la colonne de distillation atmosphériques sont considérés comme
des bases servant à constitués les différents produits finis. Selon les normes des différents
produits commercialisés, ces différentes bases seront acheminés via des pompes vers un
collecteur qui par la Suite en homogénéisant, on aboutira au produits rechercher. La
constitution des produits se fait sur la base de calcul des proportions très strictes à respecter.
59
60
Opérations d’expéditions ou pompages des produits finis
Tous les produits finis fabriqués dans une raffinerie sont destinés à la vente.
L’opération qui consiste à fait sorti du produit fini de la raffinerie vers les clients (zones de
stockage) est appelée pompage ou expédition.
Description du mécanisme de pompages
Tous les produits finis sont impérativement acheminés vers le client en fonction des demandes.
Depuis le bac de stockage du produit finis, le produit raffiné est expédié à l’aide des pompes
d’expéditions en transitant obligatoirement par un band de comptage afin de connaitre la quantité
exacte expédiée.
61
Description de transfert par pompe
Il peut arriver que le contenu d’une capacité (A) soit partiellement ou totalement déplacé dans
une autre capacité (B) ; une telle opération est dénommée transfert et s’effectue au moyen
d’équipements et de matériels spécifique. Plusieurs causes peuvent avoir pour solution les
transferts (percement sur bac, fuite sur vannes du bac, fabrications de produits finis, mise en
travaux d’un bac etc…
62
63
Le gaz naturel est constitué d’un mélange naturel d’hydrocarbures combustibles gazeux et
d’impuretés. Les constituants autres que les hydrocarbures, contiennent deux types de
substances : les diluants, telques l’azote N2, le dioxyde de carbone CO2 et la vapeur d’eau
H2O ainsi que les impuretés comme l’hydrogène sulfurés H2S et les autres composés du soufre.
Les diluants sont des gaz incombustibles qui réduisent le pouvoir calorifique du gaz. Ils ne sont
pas nocifs. Leurs inconvenants sont : des besoins supplémentaires en énergie pour le
conditionnement et le transport du gaz, une corrosion interne plus sévère et la congélation. Les
impuretés, par contre sont nuisibles pour les équipements de production et de transport, raison
pour laquelle elles doivent être éliminés le plutôt possible dans la chaine de production et de
traitement du gaz naturel. Pour remédier à ce problème, de nombreux procédés de traitement
ont été développés. Quelques une des impuretés majeures du gaz naturel sont :
- Les gaz acides, principalement le H2S et à moindre le CO2
- L’excès de vapeur de l’eau
- Tout entrainement d’eau libre, ou sous forme condensée.
- Tous les liquides dans le gaz, tel que les inhibiteurs, les huiles lubrifiants, les huiles
d’épuration, le méthanol et les résidus d’hydrocarbures.
- Toutes matières solides, quelques fois (boues de pipelines), qui peuvent être présentes.
Celles-ci incluent la silice SiO2, les corps solide de grandes dureté, blanc ou incolore, très
abordant dans la nature. Comme tous gaz, le gaz naturel est un fluide homogène de faible
densité et de viscosité. Il est inodore ; quelques additifs telques les générateurs d’odeur
peuvent y être ajoutés pour la détection des fuites. Le gaz naturel est l’un des gaz
inflammables les plus stables. Le gaz naturel a un contenu énergétique de 1000Btu (British
thermal unit)/scf (36,8106J/m3 std, paramètre important de nos jours parce que celui-ci
est très souvent estimé en terme de contenu énergétique, plutôt qu’en masse ou volume.
Origine du Gaz naturel
Plusieurs théories sur l’origine du gaz naturel ont été proposées. Aucune d’elles n’est parfaite,
tant il est difficile d’expliquer l’origine des gisements. Parmi ces théories, deux d’entre elles ont
été en grande partie acceptée : les théories « inorganique » et « organique ». D’après la théorie
inorganique, l’hydrogène (H2) et le carbone (C) auraient réagi ensemble sous de très forte
64
pression et température, à de très grandes profondeurs pour former le pétrole et le gaz. Ces
hydrocarbures auraient ensuite migré à travers les roches poreuses avant d’être piégés dans des
réservoirs souterrains. La seconde théorie, la théorie organique est largement acceptée. Elle
affirme que les hydrocarbures seraient formés de matières organiques (plantes et minéraux
terrestres et aquatiques) sous l’influence de la pression et de la température pendant de très
longues périodes géologiques. Des couches de boues et de limons se seraient invariablement
déposées sur ces organismes morts par des processus divers : les embouchures des rivières,
les vents de poussières et de sédiments, etc… ces couches se seraient alors accumulées, et
sous l’effet de leur poids seraient devenues compact pour former des roches sédimentaires.
Les hydrocarbures pourraient avoir migré de leur endroit de formation (roche source) à travers
des couches géologiques poreuses et perméables puis seraient alors piégés par ces roches
sédimentaires (grès, schistes, argileux, calcaires).
Le type de matières organiques et la température ont une importance sur la formation du pétrole
ou de gaz. Certains croient que les plantes et animaux terrestres ont joués un rôle prédominant
dans la formation du gaz naturel et du pétrole brut à base paraffinique, alors que les organismes
aquatiques ont plutôt contribué à la formation du pétrole brut normal. Parce que les rivières
jouent un rôle majeur dans le transport des matières terrestres vers la mer, les deltas des rivières
sont des endroits favorables pour les gisements de gaz. La présence de gisements de gaz sous
des gisement de pétrole s’explique par le dépôt de sédiments plus profond dans les failles
continentales et riches en matières organiques terrestres ( matières génératrice de gaz),
recouverts par des sédiments marins riches en matières aquatiques (matières aquatiques
génératrices de pétrole).
Il est généralement admis que les hydrocarbures ont un mouvement ascensionnel de leur endroit
de formation à leur site d’accumulation et remplacent l’eau contenue dans les interstices de la
roche sédimentaire. Ce mouvement est inhibé lorsque le pétrole et le gaz rencontrent une roche
imperméable qui les piège ou étanche le réservoir.
Il existe plusieurs types de gisements de gaz par leur dimensions et leurs structures géologiques,
tels que les anticlinales (pli convexe) et les dômes, les pièges par failles, les discordances
stratigraphiques, ou les pièges mixtes. Il est prouvé que le méthane peu rester stable à des
profondeurs de 4000 ft (12000m) et au-delà. La quantité de méthane susceptible d’être présente
est une fonction du réservoir, les grès propres sont plus favorables que les carbonates. Il est
donc possible, sans risque de se tromper, de trouver des réserves considérables de gaz naturel
inexploitées à des profondeurs de 15000-30000 ft (4500-9000m).
Présence de Gaz naturel dans les Gisements conventionnels
Le gaz se trouve dans des couches géologiques sédimentaires souterraines, composés de grès,
de calcaire, ou dolomite (roche composée de carbonate de chaux et contenant une forte
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proportion de carbonate de magnésie (peroxyde de magnésium)). Un gisement de pétrole est
toujours associé à des gaz naturel (libre, ou en solution dans le pétrole), et certains gisements
peuvent être uniquement des gisements de gaz. Chaque gisement contient du gaz de
composition différente, et la composition du gaz peut varier avec le niveau d’épuisement du
gisement. Le matériel d’exploitation doit être remplacé-de temps en temps pour compenser les
variations de composition du gaz. En plus de sa composition et de son contenu énergétique
(Btu), le gaz naturel est fréquemment caractérisé par son état physique dans les gisements :
- « Non-associé » : gaz naturel provenant de gisements sans ou avec un minimum de pétrole
brut. Ce gaz est riche en méthane (CH4) et pauvre en composants lourds.
- « Dissous » : ou « Associés » : gaz naturel en solution avec du pétrole brut (gaz
« dissous »), par opposition au gaz naturel, en contact avec la surface du pétrole brut (gaz
« associé »). Le gaz « associé » est pauvre en méthane (CH4), mais plus riche en
composants lourds.
- « Condensats » : gaz riches en hydrocarbures liquides, à l’état gazeux dans le gisement.
Le gaz le plus recherchés est le type « non-associé », parce qu’il peut être produit à haute
pression. Le type « associé » ou « dissous » est séparé du pétrole brut par des séparateurs
basse pression, par conséquent, engendre des dépenses supplémentaires pour sa compression.
Un tel gaz est souvent brulé à la torche. Les condensats représentent la majeure partie des gaz
« associés », et comme eux engendrent des couts similaires pour leur compression.
Les gisements de gaz naturel sont classés en deux catégories :
Réserves prouvées : Elles indiquent les quantités de gaz naturel trouvées par les forages.
L’évaluation est prouvée et fréquemment mise à jour par les caractéristiques des
gisements (données de production, pression transitoire d’analyse, modèles des
gisements, autres données)
Réserves potentielles : ce sont les ressources additionnelles de gaz naturel, mise en
évidence par des relevés géologiques, mais pas réellement trouvées par les forages. Ce
chiffre, par conséquent, n’est pas précis. Il est, au mieux, une estimation grossière et peut
varier d’un investigateur à un autre.
Traitement du gaz naturel
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Les gisements de gaz naturel contiennent rarement du gaz pur. Le gaz produit, est en général
associé à des hydrocarbures en phases liquide (à forte valeur ajoutée) et gazeuse, de l’eau , et
d’autres impuretés. Ce mélange peut-être instable, surtout au cours des phases transitoires de
dépressurisation et refroidissement de la tête de puits, à la surface. Il est donc essentiel de traiter
ce mélange, c’est-à-dire d’extraire tous ces corps du gaz naturel, pour les stabiliser et les valoriser,
pour réduire les couts de transport, et de protéger les équipements d’exploitation. Le traitement du
gaz naturel comprend les opérations suivantes :
- L’extraction des liquides libres : pétrole brut, condensats, eau, et autres matières solides.
- La récupération des vapeurs d’hydrocarbures condensées à basses température
- L’épuration du gaz après séparation
- La déshydratation du gaz pour éliminer la vapeur d’eau condensable qui participe à la formation
des hydrates sous certaines conditions
- L’élimination des gaz acides, tels que l’hydrogène sulfurés (H2S) et autres composants corrosifs,
et le dioxyde de carbone (CO2).
PROCEDÉS DE SEPARATION DES GAZ ET LIQUIDES
Les séparateurs opèrent fondamentalement sur le principe de la dépressurisation d’un mélange
de gaz et liquide. Pendant que le mélange induit séjourne un certain temps dans le séparateur,
le gaz qui est dissous dans le liquide peut s’échapper par la formation de petites bulles de gaz
qui remontent à la surface du liquide ; le brouillard liquide entrainé par le gaz est éliminé par
gravité, par collision, par centrifugation, et autres moyens. La turbulence permet aux bulles de
gaz de s’échapper plus vite que le courant laminaire, et par conséquent, de nombreux
séparateurs ont des sections à turbulence induite.
Mais il faut préciser que la turbulence affecte l’efficacité de la séparation par gravité.
Le coalesceur installé à la sortie gaz du séparateur, piège les gouttelettes de liquide entrainées
par le gaz. Tous les éléments s opérationnels du séparateur sont assemblés dans un seul
récipient. L’équilibre est atteint dans la canalisation et les équipements en amont du séparateur.
Le séparateur sert uniquement comme ballon collecteur des produits de la séparation dans la
ligne. Pour exécuter efficacement sa fonction de séparateur, un séparateur doit pouvoir :
- Contrôler et dissiper l’énergie du mélange à l’entrée, et le décélérer pour une ségrégation par
gravité adéquate et l’équilibre vapeur-liquide. Pour cette raison, une entrée tangentielle pour
donner un mouvement centrifuge au fluide à l’entrée est généralement utilisée.
- Eliminer la masse liquide du gaz dans la section de séparation primaire. Il est souhaitable
qu’à ce stade, la séparation soit rapidement réalisée.
- Avoir un grand diamètre, de volume suffisant pour la séparation primaire par élimination du
liquide entrainé par le gaz.
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- Minimiser la turbulence dans la section gaz pour assurer une séparation adéquate.
- Avoir un coalesceur proche de la sortie gaz pour capturer les particules liquides qui n’ont pu
être éliminées par gravité
- Contrôler l’accumulation de mousse
- Prévenir le retour du gaz séparé vers le liquide
- Avoir une instrumentation adéquate et des dispositifs de secours fiables.
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PROCEDÉS D’EPURATION DU GAZ NATUREL
L’épuration du gaz naturel est importante pour les systèmes de transport et de conditionnement,
pour réduire leurs problèmes opérationnels, et maximiser leur efficacité. Elle est aussi nécessaire
pour prévenir la contamination des solutions catalyseur en aval, tel que la déshydratation et
l’adoucissement. Les filtres et siphons disposés à la tête de puits participent initialement à
l’épuration du gaz, ainsi que les séparateurs gaz-liquides. L’épuration du gaz est indispensable
avant tout traitement. Elle implique élimination de deux types de matières :
- Les solides et les liquides bruts appelés « déchets de canalisation »
- Les matières particulières et les liquides (aérosol) : hydrocarbures lourds en phase liquide,
eau, composés chimiques (amines, glycol, méthanol) utilisés pour le traitement, boues,
poussière et hydrates.
PROCEDÉS DE DESHYDRATATION
La vapeur d’eau est l’impureté la plus commune qui se trouve dans le gaz naturel. En raison de
sa source, le gaz naturel est presque toujours associé à de l’eau. La raison fondamentale qui
justifie l’élimination de l’eau es le problème de la formation des hydrates du gaz : composés
solides cristallins, ressemblant à la glace ou neige mouillée, mais beaucoup moins dense que la
glace. Ces hydrates obturent les canalisations de gaz et posent des problèmes opérationnels.
Les conditions nécessaires à sa formation sont :
- La température du gaz est en dessous du point de rosée (température à laquelle le mélange
gazeux commence à se condensé)
- La température est très basse
- La pression de fonctionnement est élevée
- La vitesse de transfert est élevée
- La présence de gaz acides H2S et CO2.
D’autres raisons pour éliminer l’eau sont : source de corrosion, perte de débit liée à la
condensation de l’eau.
Pour concevoir et opérer les procédés de déshydratation, une évaluation fiable de l’eau présente
dans le gaz est essentielle. La présence de l’eau dans le gaz dépend de :
- Pression « la quantité d’eau diminue lorsque la pression augmente »
- Température « la quantité d’eau augmente lorsque la température augmente
- La quantité de sel dans l’eau libre en équilibre avec le gaz naturel dans le gisement « la
quantité d’eau diminue lorsque la quantité de sel augmente »
- La composition du gaz « les gaz lourds sont pauvres en eau »
Les méthodes de déshydratation couramment mises en œuvres sont : absorption avec un liquide
desséché (glycol), absorption avec un solide desséché (minerai de bauxite, alumine, gels de
silice, et tamis moléculaires), séparation simultanée du gaz-liquide par expansion. Sur les
chantiers de forage, deux techniques sont applicables :
- Chauffer le gaz pour le rendre sous-saturé, et maintenir les conduites d’écoulement et le
matériel à des températures au-dessus du point d’hydrate.
- En présence d’eau et sans qu’il soit possible de maintenir les conduites d'écoulement et le
matériel du point d’hydrate, injecter des additifs (méthanol, glycol) pour inhiber la formation
des hydrates.
PROCEDÉS DE DESULFURATION
Avec les demandes croissantes en gaz naturel, les gaz naturels même riches en sulfure
d’hydrogène (H2S) sont également utilisés après purification. Le gaz naturel qui contient de l’H2S
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est classé comme gaz « acide ».les gaz naturels de gisements contiennent généralement de
l’H2S et des traces de dérivées de soufre : la plupart des contrats pour la vente de gaz naturel
exigent moins de 4ppm (partiez par million) d’H2S dans le gaz. Un trait commun aux gaz naturels
qui contiennent de l’H2S est la présence de dioxyde de carbone (CO2).
L’H2S et le CO2 sont communément appelés « gaz acides » parce qu’ils forment des acides ou
des solutions acides en présence d’eau. L’H2S est toxique et mortel à de faibles concentrations
(exposition de 3-5minutes). Sa toxicité est comparable à celle du cyanure. Il ne peut donc pas
être toléré dans le gaz utilisé comme combustible domestique.
D’autre part, l’H2S corrode tous les métaux utilisés pour le transport, le traitement et le stockage
du gaz naturel. Un des produits de sa combustion, est le dioxyde de soufre (SO2), aussi toxique
et très corrosif. L’H2S et les autres composés du soufre peuvent causer aussi l’empoisonnement
des catalyseurs dans les procédés de raffinage. Le CO2 n’a aucune valeur énergétique.
Il forme un complexe CO2-CO2 corrosif en présence d’eau. Ces deux gaz acides sont des
promoteurs d'hydrates. Comme la déshydratation, les procédés de désulfuration sont
essentiellement de deux types : absorption sur un solide (procédé sec), et absorption dans un
liquide (procédé humide). Il existe d’autres procédé tels que les membranes de cellulose
d’acétate qui utilisent le principe de taux de diffusion différente des hydrocarbures et de l’H2S, et
les techniques de fractionnement liquides qui exploite la différence de volatilité relative. Ces
procédés peuvent être physiques (pas de réactions chimiques) ou chimiques. Ils sont classés
dans les catégories suivantes :
- Non régénérateurs : procédés « Chemsweet » et « Sturrisweet ». les matières utilisées pour
traiter le gaz ne sont pas récupérées.
- Régénérateurs avec récupération de l’H2S : procédés d’absorption physique
(monoéthanalamine, diéthanolamine, diglycolamine), carbonate chaud, tamis moléculaires.
- Régénérateurs avec récupération du soufre élémentaire : procédés « Holmes-stretford » et
« Giammarco-Vetrocoke ».
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PROCEDÉS DE PRODUCTION DE GAZ NATUREL
Classement – Densité – Pouvoir calorifique – Facteur de compressibilité – Teneur en eau et hydrate du gaz naturel
CLASSEMENT
Généralement, un gaz naturel d’une provenance déterminée à une composition pratiquement
constante ou évoluant lentement et de façon peu accentuée en fonction du temps. La plupart des
gaz naturels sont des mélanges d’hydrocarbures saturés ou prédomine le méthane ; ils
proviennent d’accumulations souterraines de gaz seuls ou gaz associés au pétrole. Il y a donc
autant de compositions de gaz naturels qu’il y a de gisement d’hydrocarbures exploités.
Selon la provenance : la liaison entre un gisement hydrocarbures et la surface du sol se fait par
des puits producteur ramenant par une conduite d’acier, les hydrocarbures en surface. Dans les
conditions atmosphériques, on recueille en surface, après séparation des phases en présence,
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un certain volume de gaz par m3 de liquide produit. Ce rapport volumique gaz/pétrole, souvent
désigné par les initiales de son nom américain G.O.R (Gaz Oil Ratio) ; permet de classer les
puits producteur en deux catégories. Selon la règlementation américaine (Texas Railroad
Commission) :
- Puits de Gaz………………………....G.O.R> 18000 m3/m3
- Puits de Pétrole……………………..G.O.R< 18000 m3/m3
Les puits de condensats sont des puits de pétrole dont la phase liquide (du pétrole à faible
densité) provient de la décompression d’une phase entièrement gazeuse dans le gisement.
Par suite du phénomène physique dit de la condensation rétrograde, certains gisements de gaz
donnent donc des puits producteurs de pétrole : c’est cependant exceptionnel.
Le plus souvent, un puits de gaz est lié à un gisement de gaz et un puits de pétrole à un
gisement de pétrole.
Dans ce dernier cas, le gaz associé au pétrole peut exister dans le gisement sous une ou deux
formes :
- Gaz dissous dans le pétrole : s’il n’y a pas de phase gazeuse au-dessus de la couche de
pétrole, on dira que le pétrole est sous-saturé en gaz ; le gaz sera dans le gisement sous une
seule phase liquide dissoute dans le liquide.
- Gaz libre situé au-dessus d’une couche de pétrole liquide, qui est lui-même forcement saturé
en gaz dissous ; le gaz produit en surface proviendra de la phase liquide (dissolution) et de la
phase gazeuse du gisement.
En résumé, on voit que le gaz naturel peut provenir :
- De puits de gaz naturel ; les condensations séparées du gaz contenant des produits
combustibles ou commercialement intéressants seront des sous-produits de l’exploitation
du gaz.
- De puits de pétrole ; le gaz naturel obtenu est alors un sous-produit de l’exploitation du
pétrole.
NB : la majeure partie du gaz naturel exploité dans le monde provient des gisements de gaz
naturel plutôt que des gisements du pétrole.
Selon les produits condensables du gaz brut : En dehors du méthane qui est l’élément
dominant, le gaz naturel brut, c’est à dire qu’il sort du puits, contient normalement des
pourcentages volumétriques décroissants de carbures saturés avec un nombre d’atomes de
carbone croissant : éthane, propane butane…par suite des lois complexes de conditions
d’équilibre des mélanges d’hydrocarbures, une partie de ces éléments se condense dans les
conditions atmosphériques et une autre partie restant dans le gaz peut être récupérée par
traitement du gaz dans les usines de dégazolinage. Le liquide brut ainsi recueilli soit par
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séparation, soit par traitement, est de l’essence brut appelé gazoline. On appel gaz sec, du gaz
n’ayant plus de produits condensables et provenant soit directement d’un gisement de gaz sec,
soit de la sortie d’une usine de dégazolinage. Par analogie, le gaz humide sera celui contenant
encore des produits condensables en quantités appréciable.
Selon les impuretés du gaz : En dehors des hydrocarbures contenus normalement dans le gaz
naturel, on trouve souvent une ou plusieurs des impuretés ci-après :
* Azote N2 (n’a pour inconvénient que son volume inerte qui diminue la valeur commerciale du
gaz en particulier son pouvoir calorifique).
* Hélium He (S’il peut être extrait commercialement, augmente la valeur commerciale du gaz)
* Gaz carbonique CO2 (nuisible par ses possibilités de corrosion, doit être extrait du gaz)
* Hydrogène Sulfuré H2S (nuisible par ses propriétés corrosives et toxique, doit être extrait du
gaz) * Eau H2O (la plupart des gisements hydrocarbures s’étant formés en milieu aqueux, le gaz
naturel d’un gisement est normalement saturé en vapeur d’eau. Pour son exploitation, on est
amené à déshydrater partiellement le gaz).
Au point de vue classement selon les impuretés, on distingue : les gaz neutres par opposition
aux suivants, les gaz naturels acides c’est à dire contenant des quantités de CO2 et H2S
supérieures aux limitez admises pour l’exploitation des puits sans précautions spéciales.
DENSITÉ
Les gaz purs ne peuvent être considérés comme des gaz parfaits qu’à très faible pression
absolue. Or, c’est bien ce qui se passe en général pour la composition d’un gaz naturel, en ce
qui concerne les éléments supérieurs aux butanes qui, étant en très faible quantité dans le
mélange, ont des pressions partielles très faibles. De même, si l’on sépare des éléments lourds
condensables en parties, et si l’on considère l'état du mélange sous 1,013 bar (pression
atmosphérique), leurs vapeurs riches en éléments lourds auront une pression partielle assez
élevée, donc des densités plus voisines des densités réelles des produits purs, mesurées à
1,013 bar. Cette distinction explique pourquoi on trouve des chiffres différents pour la densité du
gaz par rapport à l’air. Pour les gaz parfait, la densité par rapport à l’air peut se calculer par la
formule : 𝒅 =𝑴
𝟐𝟖,𝟗𝟔𝟔=
𝑴𝒂𝒔𝒔𝒆 𝒎𝒐𝒍é𝒄𝒖𝒍𝒂𝒊𝒓𝒆 𝒅𝒖 𝒈𝒂𝒛
𝑴𝒂𝒔𝒔𝒆 𝒎𝒐𝒍𝒆𝒄𝒖𝒍𝒊𝒓𝒆 𝒎𝒐𝒚𝒆𝒏𝒏𝒆 𝒅𝒆 𝒍′𝒂𝒊𝒓
la meilleure façon d’obtenir la densité d’un gaz naturel donné est évidemment de la mesurer sur
un échantillon représentatif. On peut aussi, pour des calculs approchés, se baser sur une
analyse représentative du gaz. La densité d d’un gaz naturel est : 𝒅 = ∑ (𝑵𝒊
𝟏𝟎𝟎𝒅𝒊)
Avec 𝑵𝒊 (%),𝒑𝒐𝒖𝒓𝒄𝒆𝒏𝒕𝒂𝒈𝒆 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒕𝒓𝒊𝒒𝒖𝒆𝒅′𝒖𝒏 𝒆𝒍𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕 𝒄𝒐𝒏𝒔𝒕𝒊𝒕𝒖𝒕𝒊𝒇 𝒅𝒆 𝒄𝒆 𝒈𝒂𝒛
d𝒊 ,𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑡é 𝑝𝑎𝑟 𝑟𝑎𝑝𝑝𝑜𝑟𝑡 à 𝑙′𝑎𝑖𝑟 si l’on possède une masse moléculaire moyenne M d’un gaz
77
déterminé, on peut évaluer approximativement sa densité par : 𝒅 =𝑴
𝟐𝟖,𝟗𝟔𝟔 , il faut noté que cette
formule est moins précise que la précédente car elle ne tient pas compte des légères différences
entre les volumes moléculaires des éléments constitutifs du gaz. NB : la densité d’un
hydrocarbure varie avec la température. L’abaque ce dessous vous permettra de déterminer la
densité et même la masse molaire d’un hydrocarbure connaissant sa température.
POUVOIR CALORIFIQUE
Le pouvoir calorifique d’un gaz parfait doit normalement être mesuré. Il peut être commode pour
des calculs simplifiés de l’apprécier à l’aide de l’abaque ci-dessous en fonction de la masse
molaire moyenne du gaz calculable à partir de son analyse ou de sa densité par rapport à l’air.
Nb : cet abaque n’est valable que si et seulement si les impuretés contenues dans le gaz ne
dépassent pas 2,5% en H2S et 2,5% en gaz inerte.
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COMPRESSIBILITÉ
La compressibilité d’un gaz est liée à la relation suivante PV=ZRT où Z est le coefficient de
déviation par rapport à la loi des gaz parfaits ( où facteur de compressibilité). En attendant de
déterminer exactement les courbes Z=f(P) pour différentes températures par mesures de
laboratoire, on peut estimer Z, pour la plupart des gaz naturels contenant plus de 50% de
méthane, par les courbes de KATZ. Pour cela, on doit d’abord calculer les pressions réduites 𝝅
et températures réduites 𝜽. Si l’on a affaire à un élément simple, ces quantités sont bien définies :
𝝅 = 𝒑𝒓𝒆𝒔𝒔𝒊𝒐𝒏 𝒓é𝒅𝒖𝒊𝒕𝒆 =𝒑𝒓𝒆𝒔𝒔𝒊𝒐𝒏 𝒓é𝒆𝒍𝒍𝒆 𝒂𝒃𝒔𝒐𝒍𝒖𝒆
𝒑𝒓𝒆𝒔𝒔𝒊𝒐𝒏 𝒄𝒓𝒊𝒕𝒊𝒒𝒖𝒆 𝒂𝒃𝒔𝒐𝒍𝒖𝒆= 𝑷
𝑷𝒄⁄ 𝜽 =
𝒕𝒆𝒎𝒑é𝒓𝒂𝒕𝒖𝒓𝒆 𝒓é𝒅𝒖𝒊𝒕𝒆 =𝒕𝒆𝒎𝒑é𝒓𝒂𝒕𝒖𝒓𝒆 𝒓é𝒆𝒍𝒍𝒆 𝒂𝒃𝒔𝒐𝒍𝒖𝒆
𝒕𝒆𝒎𝒑é𝒓𝒂𝒕𝒖𝒓𝒆 𝒄𝒓𝒊𝒕𝒊𝒒𝒖𝒆= 𝑻
𝑻𝒄⁄
TENEUR EN EAU ET HYDRATES DU GAZ NATUREL
Courbes de KATZ : Pour
déterminer le facteur de
compressibilité Z, il suffit
tout simplement de
connaitre la pression 𝜋 et
la température réduite 𝜃.
On suit les lignes de
prolongement des courbes
et on identifie la valeur de
Z correspondante
recherchée.
NB : les valeurs de la
température réduite varie
de 1,05 à 3,0°C
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Du fait de sa formation en terrains sédimentaires, le gaz naturel est normalement saturé d’eau
dans les conditions du gisement. Apres détente jusqu’aux conditions admises pour les puits
producteurs, une partie de cette eau se condense, et le gaz reste saturé d’eau dans ces
nouvelles conditions. Cette eau peut avoir deux inconvénients principaux pour le transport ou le
changement de conditions du gaz (pression, température du gaz) :
- Elle peut se condenser et former des bouchons d’eau générateurs de pertes de charge ou
dangereux pour la recompressions
- Elle peut aussi, sous des conditions déterminées, former avec les hydrocarbures des corps
solides durs comme de la glace : ce sont les hydrates d’hydrocarbures.
La quantité d’eau contenue dans le gaz naturel à saturation est fonction de la pression et de la
température. Les abaques de Mc CARTHY BOYD et REID permettent de connaitre la différence du
contenu en eau dans le gaz. Ces courbes présentes ci-dessous permettent en un temps record
d’évaluer les quantités d’eau à enlever à un gaz naturel saturé qu’à des conditions limites de
pression et de température que l’on s’impose, il n’y ait pas de condensation d’eau. La pression et
la température limites dépendent des circonstances d’exploitation et définissent le point de rosée
du gaz dans chaque cas particulier. Il faut encore une fois souligner que les hydrates
d’hydrocarbures sont des produits solide, composés d’hydrocarbures et d’eau, qui ne se forment
qu’en présence d’eau à l’Etat liquide dans le gaz à des températures basses, pression plus
élevée et aussi à des turbulence plus forte. Le deuxième abaque ci-dessous donne la
température de formations d’hydrate en fonction de la densité du gaz et de la pression.
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Méthane : CH4 (gaz de marais, ang : methane, marsh gas ;all :methan) ,gaz incolore, odeur faible, alliacée .F :-182,5° ;Eb :-161,6° ; solubilités cm3/100g à 20° et 1atm. impuretés : hydrogène,
oxyde de carbone, éthylène. Transport :fer ou acier ;forme de mélange explosifs avec l’air. Emplois : combustible.
n-Heptane : C7H16 (ang :n-heptane ;all : n-heptan) -liquide incolore, F: -90,595,° ; Eb :-98,428°, point éclair:-1°. Soluble alcool, éther, chloroforme, insoluble eau. Transport: tôle. Inflammable, donne
un mélange explosifs avec l’air. Emplois : solvant pour graisses et huiles, anesthésique, point de départ pour la synthèse organique, pour la détermination de l’indice d’octane.
Ethane : C2H6 (ang :ethane ;all :Äthan) -gaz incolore, inodore, F= -183,° ; Eb :-88,63° ; d=1,04. Transport :cylindres d’acier, ,explosif.
Emplois : combustible, agent de synthèse, agent de réfrigération.
n-Octane : C8H18 (ang : n-Octane ; all : n-Oktan) -liquide incolore, F: -56,789, ° ; Eb : 125,667°, d:0,53. Ce n’est pas lui mais son isomère,
le 2, 2,4-trimethylpentane qui sert à définir l’indice d’octane. Transport : verre, bidons d’acier (inflammable) Emplois : dissolvant, agent de synthèse.
Propane : C3H8 (ang :propane ;all :propan) -gaz incolore, inodore, F: -
189,9,° ; Eb :-42,5° ; d:0,53. Soluble eau :6,5cm3 à 18° Transport: comprimé dans des bouteilles de fer, forme de mélange détonant avec l’air . Emplois : chauffage, éclairage (mélangé avec le butane) pour des appareils ménagers et industriels, dissolvant,
spectrophotométrie de f lamme
Isooctane : C8H18 (ang : isooctane ; all : isooktan) -liquide incolore,
d’odeur pétrolière faible ; F: -107,4, ° ; Eb : 99,2°, d:1,39 ; insoluble dans l’eau, soluble dans l’alcool, éther. Transport : tôle, verre, liquide inflammable. Emplois : sert en mélange avec le n-heptane à déterminer l’indice d’octane, agent de synthèse organique.
n-butane : C4H10 (ang :n-butane ;all :n-butan) -gaz incolore,
inodore, F: -138,33,° ; Eb :-0,5° ; d:0,6 à l’état liquide. volume eau (0,15% en volume à 17°C).Transport: comprimé à l’état gazeux, mélangé à l’isobutane et au propane. Donne des mélanges explosifs avec l’air. Emplois : dissolvant, combustible pour chauffage,
éclairage…
Kérosène : (ang : kerosene ; all : kerosen) – mélange d’hydrocarbures
(saturés notamment) de C10 à C14. Liquide mobile, incolore à jaune pâle, d’odeur caractéristique. Eb : 175 à 325°, d:0,8 ; insoluble dans l’eau, soluble hydrocarbures. Désodorisé par l’acide sulfurique concentré et le plombite de sodium. Transport : tôle, w agons et cars-citernes, verre.
Toxique, liquide inflammable. Emplois : éclairage, chauffage (pétrole lampant) ; moteur à réaction…
isobutane : C4H10 (ang :isobutane ;all :isobutan) -gaz incolore, à odeur pétrolière, F: -159,60,° ; Eb :-11,73° ; d:0,5572, insoluble dans l’eau,
n’attaque pas les métaux. Transport: cylindres d’acier, tôle. Gaz inflammable. Emplois : combustible , réfrigérant, synthèse organique.
Gas oil : (ang : gas oil ; all : gasöl) – produit jaune brun, parfois noir, provenant de la distillation des pétroles, renfermant au moins 30% de
produits distillant au-dessus de 275°. d:0,85 ; point d’inflammation: 150°. Transport : fer ; donne des mélanges explosifs avec l’air. Emplois : combustibles, force motrice, vernis de peinture, agent mouillant en blanchiment et teinture.
n-pentane : C5H12 (ang :pentane ;all :pentan) -liquide incolore, odeur agréable, F: -129,736,° ; Eb :-36,074° ; d:1,36057. Peu soluble eau, soluble méthanol, éthanol, acide formique. Impuretés :isopentane
(4%), produits sulfurés. Transport: fer blanc, verre scellé. Inflammable, donne des mélanges explosifs avec l’air. Emplois : dissolvant, lubrif iant, thermomètre à basse température, caoutchouc synthétique, réfrigérants, anesthésie.
White spirit: (ang : w hite spirit ; all : w hitespirit) – mélange liquide incolore, provenant du raff inage du pétrole. Eb: 150-190°; point d’éclair: 23°; d: 0,8. Insoluble dans l’eau ; Transport: tôle, verre.
Substance combustible et explosive. Emplois : substitut de l’essence, vernis, peinture, dissolvant pour glycérides, diluant, liquide d’extraction.
isopentane : C5H12 (ang :isopentane ;all :isopentan) -liquide incolore, F: -159,890,° ; Eb :-27,854° ; d:1,35796. insoluble eau, soluble éthanol, éther en toutes proportions. Transport: fer, verre. Donne des
mélanges explosifs avec l’air Inflammable, donne des mélanges explosifs avec l’air. Emplois : dissolvant, point de départ pour la synthèse organique.
Huile solaire: (ang : petroleum ether ; all : petroleumäther) –liquide incolore, d’odeur particulière, désagréable. Eb: 65-85°; d: 0,710 ; insoluble dans l’eau, soluble éthanol. Transport: : verre, tôle ; donne des
mélanges explosif avec l’air, dangereux à respirer. Emplois : réactif analytique, absorption chromatographique, dissolvant des huiles, graisses, parfum, combustible pour moteurs ou lampes spéciales
n-Hexane : C6H14 (ang :Hexane ;all :Hexan) -liquide incolore, odeur particulière, F: -95,1,° ; Eb :-68,74° ; d:1,37. Peu soluble eau, soluble éthanol (50% à 33°), éther, chloroforme. Transport: tôle, verre. Danger
d’explosion. Emplois : dissolvant, huiles-graisses, combustible, thermomètres.
Ligroïne : (ang : gas oil ; all : gasöl) – produit jaune brun, parfois noir, provenant de la distillation des pétroles, renfermant au moins 30% de produits distillant au-dessus de 275°. d:0,85 ; point d’inflammation: 150°.
Transport : fer ; donne des mélanges explosifs avec l’air. Emplois : combustibles, force motrice, vernis de peinture, agent mouillant en blanchiment et teinture.
Néohexane : C6H14 (ang :Néohexane ;all :Néohexan) -liquide incolore, F: -99,7,° ; Eb :-40,7° ; d:1,3659. Transport: tonneaux d’acier. Liquide
inflammable. Emplois : carburant pour aviation (indice d’octane élevé)
Mazout: (ang: fuel oil; all: Ruckstand, Masut). Produit de couleur noirâtre. pouvoir calorif ique dans l’ordre de 10500 calories-liquide
incolore, F: -99,7, ° ; Eb :-40,7° ; d:1,3659. Transport: tôle.
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