Rapport Stage Ingénieur

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Rapport Stage Ingénieur

Simulation de la colonne Splitter 01C4 – Aspen HYSYS

Réalisé par : Jendoubi Riadh

Année universitaire : 2016 - 2017

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Remerciements

Je tiens à remercier « Allah » de m’avoir donné le courage et surtout la patience pour finir ce travail.

J’adresse un remerciement particulier à la direction générale de la Société Tunisienne des Industries de Raffinage, dans laquelle j’ai effectué mon stage. Je saisis cette occasion pour exprimer mes profonds remerciements à mes encadreurs : Mr. MHAMDI Khaled, Mr. BOUALIA Hassan et Mr. NEHIDI Dhia pour leurs conseils, remarques et critiques qui m’ont beaucoup aidé à bien formuler ce travail.

Finalement, j’adresse mes sincères remerciements à tous le cadre et le personnel de la Société Tunisienne des Industries de Raffinage S.T.I.R, et en particulier le service de production, utilités,

laboratoire et sécurité.

Riadh Jendoubi

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Sommaire

1. Introduction générale 2. Présentation de la S.T.I.R

I. Identification

II. Aperçu sur la STIR

III. Organisation de la STIR

3. Service Sécurité

I. Composition du service sécurité II. Moyens de protection individuelle

4. Service Laboratoire I. Introduction

II. Environnement du laboratoire et taches III. Contrôle de la production

5. Service Exploitation I. TOPPING

1) Circuits du pétrole brut et des produits distillés, équipements du TOPPING

2) Injections des produits chimiques

6. Tache : Simulation de la colonne Splitter 01C4

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Jendoubi Riadh Juillet 2017 Page 1

1. Introduction générale

Le pétrole est encore aujourd’hui la plus importante source d’énergie employée dans la plupart des pays du monde; il est à la fois une source d’énergie (carburants) et une source de matières premières pour l’industrie chimique : le pétrole et ses dérivés sont employés dans la production des médicaments, d’engrais, de plastiques, de matériaux de construction, de peintures et de vêtements, ainsi que dans la production d’électricité.

L’industrie du raffinage met en œuvre des techniques de séparation et de transformation permettant de transformer des pétroles bruts d’origines

diverses en un ensemble de produits pétroliers répondant à des spécifications précises, dans des proportions correspondant aussi bien que possible à la demande du marché.

Le pétrole brut n'a pas d'utilisation pratique tant qu'il n'a pas été traité. Il est nécessaire de le "raffiner" afin d'obtenir des produits dont les propriétés conviennent à une application particulière : combustible, solvant, matière première pour la chimie, etc. La distillation est un procédé qui consiste à séparer les fractions d’hydrocarbures contenues dans le pétrole. C’est la première étape du raffinage. Elle est basée sur la différence des températures d’ébullition, des produits purs contenus dans le pétrole. Le pétrole brut,

partiellement vaporisé est introduit à la base de la colonne constituée généralement d’une quarantaine de plateaux placés les uns aux dessus des autres. La colonne possède une zone de séparation des flux liquides et vapeurs à l’entrée de la colonne, est appelée zone d’expansion. Par ailleurs, cette

colonne comporte différentes sorties pour extraire les différents produits pendant la distillation.

Le soutirage est possible grâce à la différence de température d’ébullition des composants en présence et grâce à la vaporisation des fractions plus au moins légères ou lourdes. Les coupes pétrolières prélevées de haut en bas sont : Le gaz C1 et C2, les coupes propane et butane C3 et C4, l’Essence Auto, Naphta (utilisation en pétrochimie), Kérosène (pétrole lampant : utilise en

carburéacteur), Gasoil léger/lourd et le résidu atmosphérique. Avant d’entamer

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la distillation atmosphérique du notre brut, au niveau de l’unité Topping, il fallait se débarrasser de l’eau, des sédiments et des sels minéraux et augmenter la température du ce brut afin d’atteindre les conditions souhaités de la

distillation (P=15 bar et T=350 °C). L’augmentation se fait sur deux trains d’échange entre ces deux, un dessaleur est inséré pour effectuer l’opération de dessalement. Les produits issus de la colonne sont envoyés au stockage pour être commercialisés après. Toutefois, une deuxième unité, Platforming, a lieu pour traiter l’essence appelée Fond Splitter qui provient de l’unité Topping. Le traitement est nécessaire pour atteindre une norme souhaitée qui est l’indice d’octane, elle a comme valeur 95. Le GPL devra passer par une unité de traitement pour se débarrasser des composés soufrés avant d’être stocké dans les normes.

Le rapport est subdivisé selon chaque service après une présentation de la STIR. Les services sont : la sécurité, le laboratoire, les utilités, les

mouvements des produits et l’exploitation (les unités de production). Le

dernier service (Exploitation) est décrit plus en détail : les unités, les procédés, les émergences les arrêts et les démarrages.

Dans ce qui suit une élaboration de tâches effectuées durant la période de stage aux unités de fabrication, des recommandations afin d’améliorer la qualité de production à la STIR.

2. Présentation de la S.T.I.R I. Identification

La Société Tunisienne des Industries de Raffinage est un établissement à caractère industriel et commercial, soumis aux obligations fixées par la loi, elle est l’une des plus importantes sociétés Tunisiennes vu la vitalité de son domaine d’activités et son rôle déterminant dans l’économie national. La loi 60-11 du 26 juillet 1960 portant approbation de la convention relative à

l’installation en Tunisie d’une entreprise de raffinage de pétrole approuve les clauses de la convention conclue le 10 juin 1960 entre l’Etat Tunisien et le groupe Italien ENI. La STIR est située dans la délégation de ZARZOUNA, à 1Km environ au sud de BIZERTE, 62 Km au nord de TUNIS ; elle s’étend sur

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une superficie de 180 hectares comprenant la raffinerie et les différents services administratifs et techniques. Elle emploie un effectif de près de 630 personnes, 100% tunisiens, sa capacité nationale s’élève à 1.500.000 tonnes par an ce qui lui permet de réaliser un chiffre d’affaire de plus d’un milliard de dinars tunisien (en 2002 de 1.090.800.000 Dinars).

II. Aperçu sur la STIR

Historique :

La STIR a été créé le 10 juin 1960 suite à une convention signée par l’Etat Tunisien et le groupe Italien E.N.I. Le 3 août 1975, et en vertu de la loi 75-81, le gouvernement Tunisien a racheté la participation étrangère dans la capital de la société. Qui a été entièrement normalisé. A cet effet la société Tuniso- Italienne de raffinage prend la nouvelle dénomination de Société Tunisienne des Industries de Raffinage. En 1997 la STIR a doublé sa capacité à l’aide d’un projet d’extension qui consiste à une nouvelle unité de distillation.

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Forme juridique :

La Société Tunisienne des Industries de Raffinage est un Etablissement Public à caractère Industriel et Commercial (EPIC).

Son organisation et ses modalités de fonctionnement ont été fixés par le décret N° 77-467 du 11 mai 1997. Son capital social est de 3.212.500 DT divisé en 321250 actions détenues par l’Etat Tunisien.

Objet social :

L’objet principal de la STIR est fixé par le décret N° 77-467 du 11 mai qui consiste à raffiner le pétrole brut et à livrer des produits finis pour répondre aux besoins du marché national en produits pétroliers. Ceci n’empêche pas la STIR à exporter une part de sa production vers le marché international

(environ 10%). En outre on peut citer :

• Le raffinage du pétrole brut et toutes opérations industrielles en vue de la production de carburant combustible liquide, gaz liquides et lubrifiant, destinés à satisfaire en priorité les besoins intérieurs du marché Tunisien.

• La vente aux sociétés de distribution, de produits finis et sous- produits ainsi que l’acquisition du surplus.

• La négociation des produits pétroliers.

• L’acquisition, la vente et l’utilisation de tous brevets d’invention et marque de fabrication.

Produits :

La STIR présente une grande variété de produits qui est:

• Le gaz de pétrole liquéfié (GPL)

• Essence légère

• Carburants (essence normale, super et sans plomb)

• Pétrole lampant

• Gasoil

• Fuel-oil

• Virgin naphta : surplus d’essence

• White spirite

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En 1992 la production de STIR a couvert environ 57.7% du marché national d’où la nécessité de l’extension de sa capacité.

Capacité de production :

La STIR couvre environ 55% du besoin national en combustibles et en carburants, la quantité restante est assurée par l’importation.

Il serait donc profitable d’améliorer la productivité de la STIR pour diminuer les importations nationales en produits pétroliers et par conséquent réduire les dépenses de l’Etat. Actuellement, la STIR couvre environ 35 % du besoin national.

Principales installations :

• 1 unité de distillation primaire TOPPING.

• 1 unité de reforming catalytique PLATFORMING.

• 1 unité de traitement chimique de GPL, d’essence légère.

• 1 centrale thermoélectrique pour les besoins énergétiques de la raffinerie (vapeur, eau, électricité, air).

• 1 parc de stockage tous les produits confondus de 948.000 m3.

• 1 port pétrolier équipé de 2 postes de chargement.

III. Organisation de la STIR

La structure de la STIR est une structure hiérarchique fonctionnelle.

Au niveau de cette structure, le principe de l’unité de commandement est respecté tout en introduisant une spécialisation par fonction. Dans ce type d’organisation existent deux types de responsables :

• Les responsables opérationnels.

• Les responsables fonctionnels.

Les premiers détiennent l’autorité et le commandement (Directeur technique, Directeur des ressources humaines, Directeur financier, Directeur du

département comptable,…).

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Les autres ont des fonctions de conseil d’appui et de la vérification de la conformité des budgets prévisionnels aux réelles.

3. Service Sécurité

La STIR a bien investi dans le service de sécurité, en respectant les normes les plus exigeantes en sécurité, afin de protéger le personnel et les installations des dangers qui peuvent s’exister sur le lieu de travail. Pour cette raison nous avons passé une semaine au service de sécurité où nous sommes informés de divers risques et dangers auxquels nous sommes exposés et comment s’en préserver. Nous avons participé aussi aux quelques exercices pratiques.

I. Composition du service sécurité

Le service sécurité se compose de trois sections :

• Section de la sécurité préventive (section prévention) :

Composée d’un technicien de prévention et deux agents de sécurité de zone

• Section intervention :

Composée d’un technicien d’intervention et de 24 agents sapeurs-pompiers répartis en 4 équipes, chaque équipe est composée d’un chef d’équipe avec 5 sapeurs-pompiers, travaillants en poste de 3/8(24/24).

• Section surveillance et gardiennage :

Le gardiennage de la raffinerie est assuré par un effectif composé par quatre- vingt agents répartis en trois équipes sur vingt postes de garde. La

surveillance est assurée 24/24 pendant tous les jours, y compris les jours fériés et les week-ends.

II. Moyens de protection individuelle

• Chaussures de sécurité

Le port des chaussures de sécurité est obligatoire pour le personnel opérateur dans les zones d’exploitation, ainsi que pour les travaux d’entretien et de construction.

• Casque de sécurité

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Le port du casque est obligatoire en permanence : - Dans les unités de fabrication

- Dans les salles des pompes et de stockage

- En général sous les emplacements de travaux en hauteur ou présentant des risques de chutes d’objets.

- Sur toute zone de travaux.

• Vêtements de protection

Applicable au personnel technique et d’exploitation

- le port de vêtements couvrant, y compris des membres supérieurs est obligatoire.

- Les vêtements flottants sont interdits.

- Il est recommandé d’éviter le port de vêtement en tissus synthétiques.

- Certains vêtements de protection spécifique sont obligatoires pour des

opérations de manipulation et d’entretien de matériaux contenant des produits corrosifs.

• Gants

Le port des gants est recommandé pour tous les travaux. Il est obligatoire pour la manipulation des vannes, les interventions sur les tuyauteries et la

manipulation des produits chimiques.

• Lunettes

L’utilisation de lunettes appropriées est obligatoire pour les travaux présentant les risques suivants :

- Risques de projections solides, liquides ou gazeuses (meulage, débouchage de purge, poussières, prise d’échantillons…)

- Risques de brûlures par projections de produits chimiques ou chauds.

- Risques dus aux rayonnements (soudage, contrôle de foyers de four et chaudières…)

• Gilet de sauvetage

Le port du gilet de sauvetage est recommandé lors des opérations effectuées sur les appontements et sur les bateaux.

4. Service Laboratoire

I. Introduction

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Le laboratoire a un poids très important au sein de la STIR. Ceci est dû aux différents suivis et contrôles de la production des unités de la raffinerie et au niveau de la centrale thermoélectrique.

En outre, le laboratoire contrôle la qualité des produits importés et expédiés ainsi que les produits vendus dans le marché local. Les problèmes qui arrivent aux niveaux des unités peuvent être compris, expliqués et résolus au niveau du laboratoire. Des équipements y existent, assurent la précision et la pertinence des résultats en respectant les normes internationales.

II. Environnement du laboratoire et taches

Des variétés des méthodes d’analyses qui s’étalent sur la totalité des produits pétroliers sont utilisées pour faire les analyses des hydrocarbures. Grace à ses équipements, la STIR montre une importance sur le marché Tunisien dans son domaine et garde son unicité. L’accréditation du laboratoire de la STIR selon le référentiel ISO 17025 vise la crédibilisation des analyses des produits pétroliers et la mise en place d’un système de management de la qualité. Le champ d’accréditation couvre 18 essais définis applicables à la STIR ventilés par produit selon le tableau ci-dessous :

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Au sein du laboratoire de la STIR, des différentes analyses sont effectuées sur les différents produits pétroliers obtenus par le raffinage du pétrole brut. Ils sont classés en produits semi-finis et finis. Les produits semi-finis sont des produits purs de la distillation primaire TOPPING tels que le fuel-oil, gasoil léger, gasoil pesant, White Spirit, Virgin Naphte, kérosène Tête et Fond Splitter… Les produits finis présentent des mélanges des produits cités

précédemment, leurs compositions sont ajustés selon les souhaits du marché afin d’être commercialisés. Moyennant les appareils de mesure, ces produits sont analysés selon leurs conformités aux normes.

Citant quelques analyses et appareils de mesure existants au laboratoire de la STIR :

• Distillation (ASTM D86).

• Tension de vapeur.

• Densité en utilisant un densimètre automatique (référence 62 A0016), il existe aussi des densimètres manuels.

• Point d’éclair : PENSKY–Martens.

• Point de fumé.

• Viscosité.

• Corrosion sur lame de cuivre.

Dans ce qui suit une présentation de différentes analyses et leurs appareils qui ont lieu au sein du laboratoire.

Distillation ASTM

Cette méthode présente un essai normalisé, utilisée afin de déterminer les conditions de distillation adéquates aux produits pétroliers (à l’exception du GPL et le pétrole brut).

Elle consiste à distiller 100 ml du produit et à enregistrer les températures correspondantes aux volumes du distillat évaporés ou recueillis. L’intérêt généralement se base sur des températures particulières telles que le Point initial (PI) et le point final (PF).

• Point initial (PI) : il correspond à la température de la tombée de la première goutte.

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• Point final (PF): il correspond à la température maximale relevée au cours de la distillation de l’échantillon.

Un appareil automatique assure cette distillation à une vitesse déterminée. Les vapeurs produits sont condensées à travers un tube en cuivre immergé dans un mélange d’eau et de glace pilée. Ensuite elles sont recueillies dans une

éprouvette graduée de 100ml. Cet appareil enregistre la température à laquelle la première gouttelette de distillat s’apparue à la sortie du tube et relève les différentes températures correspondantes aux pourcentages volumiques

récupérés à 5%vol,... 95%vol. A la fin de cette opération, en suivant l’allure de la température, cette grandeur atteint un maximum. Ce maximum correspond au point final correspondant à une recette de distillat représentant d%. Une fois le ballon est refroidi, la quantité de liquide résiduel présente le résidu r%.

Le bilan volumique est le suivant d% + r% + p% = 100

La perte est déterminé par la différence entre le volume de la prise d »essai 100ml et le volume récupéré total.

Remarque : la distillation ASTM d’un tel produit pétrolier est liée à sa

vaporisation sous une pression atmosphérique. Les températures enregistrées sont en relation directe avec les températures d’ébullition. Tout changement alors de la volatilité de ce produit se manifeste par une modification de sa courbe ASTM :

• Si le produit devient plus léger les températures de distillation se diminuent.

• Si le produit devient plus lourd les températures de distillation s’augmentent.

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Teneur en eau (méthode de distillation ISO 9092)

Elle consiste à quantifier la quantité d’eau existante dans les produits (en particulier les produits opaques tels que le pétrole brut et le fuel).

Le principe de cette détermination est d’ajouter à un échantillon un solvant non miscible avec l’eau. En chauffant ce mélange avec reflux, le solvant et l’eau sont recueillis dans une recette graduée tout au long de l’opération.

L’eau s’accumule dans la partie graduée alors que le solvant retourne vers le récipient de distillation.

Remarque: Avant toute prise d’essai on mesure la densité de l’échantillon exemple la densité fuel est de l’ordre de 0,960 g/cm3. La teneur en eau dans les produits de pétrole ne doit pas dépasser 200 ppm.

Masse volumique, densité (ISO 3675)

La masse volumique d’un produit à une température T(°C) défini le rapport de sa masse par unité de volume de l’échantillon pour cette même température et sous une pression atmosphérique.

La densité d’un produit présente le rapport de la masse volumique de ce produit à une température de 15°C par celle de l’eau à une température de 4°C. Cette grandeur donne une idée sur l’homogénéité du réservoir. Un réservoir dit homogène si les densités à la surface, au milieu et au fond sont identiques.

Tenant que la masse volumique de l’eau est égale à 1 on peut donc la confondre à la densité.

Remarque : Les américains prennent le degré API comme unité pour mesurer la densité, cette unité est définie par l’américain Petroleum Institue, comme une fonction hyperbolique de la spécifique gravity :

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Cette méthode est utilisée pour déterminer, moyennant un aéromètre en verre, la masse volumique à 15°C des pétroles brut, des produits pétroliers liquides et des mélanges de produits pétroliers qui sont normalement manipulés à l’état liquide, et dont la pression de vapeur Reid (PVR) est plus de 100kPa.

La lecture du densimètre doit se faire suivant un plan horizontal entre l’oeil de l’observateur et le ménisque inférieur pour les produits transparents tels que l’essence, le gasoil…

En ce qui concerne les produits opaques tels que le fuel, le pétrole brut… la lecture se fait suivant le ménisque supérieur à laquelle on ajoute 0,0003, c’est la correction du ménisque. En

Tunisie la densité légale se mesure à 15°C. C’est pourquoi on utilise un tableau de valeurs afin de corriger/convertir les densités lues à telles températures à une densité à 15°C.

Il y existe également un densimètre automatique qui mesure directement la densité à 15°C. Il est muni d’une sonde qui sert à injecter le produit dans une cellule de température de 15°C. Ce densimètre fonctionne comme un système chauffant si la température de l’échantillon est inférieure à 15°C, sinon il fonctionne comme réfrigérant (si T > 15°C). Comme tous appareils, la différence entre celui manuel et automatique s’observe au niveau de la précision et la mesure au profit des équipements automatiques.

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Tension de vapeur

Cette tension traduit la pression développée par une vapeur d’un produit pétrolier contenu dans une bombe normalisée à une température de 37,8°C = 100°F. Cette tension nous renseigne d’une manière implicite sur la teneur en molécules légères, la volatilité de produits (essence). Cette teneur est prise en considération pour des raisons de sécurité lors de transport du produit. Elle nous explique aussi les pertes du stockage.Il existe deux méthodes soit manuelle soit automatique. En manipulant manuellement, on fait remplir la chambre inférieure avec le produit. Après on plonge l’instrument dans un bain thermostat à 37,8 °C. Puis on ouvre le robinet afin de permettre au manomètre d’indiquer la mesure de la pression due aux vapeurs émises par le produit. La tension est donc la différence entre les deux lectures avant et après l’ouverture de la vanne de communication.

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Concernant maintenant l’appareil automatique, il est muni d’une sonde pour aspirer le produit, qui doit être à une température de 0°C, et l’injecter dans une cellule à une température de 37,8°C. Un choc thermique va transformer

l’échantillon de l’état liquide à l’état gazeux. Ces vapeurs de molécules légères qui sont à l’origine de la tension de vapeur. Cet appareil nous donne directement la pression desserrée en kg/cm3.

Point d’éclair

Il est appelé aussi Flash point. Il traduit la température minimale à laquelle, le produit pétrolier s’enflamme en présence d’une source d’énergie (étincelle) à la pression atmosphérique et suite à son chauffage. Elle appliquée pour des combustibles liquides, aux liquides avec es matières en suspension, aux huiles lubrifiantes, aux produits à la surface desquels un film tend à se former dans les conditions de l’essai et à d’autres liquides. En utilisant l’appareil Pensky- Martens en vase clos pour déterminer la température la plus basse corrigée de la pression barométrique 101,3 kPa, à laquelle l’application d’une flamme d’essai engendre un allumage d’une portion de vapeur situé sous les

conditions d’essai spécifiées.

La vapeur du point d’éclair caractérise la teneur en molécules volatils. Elle permet aussi de fixer la température limite pour chauffer un produit sans provoque aucun risque. Un renseignement très important pour améliorer la qualité des produits aux unités de production, c’est le débit de stripage. Si le

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point d’éclair est trop bas, il faudra augmenter le débit de strippage au fond de la colonne dans le but de vaporiser d’avantage la fraction légère.

Viscosité cinématique (ISO 3104)

Cette grandeur sert à estimer les conditions optimales de stockage, de transport et d’utilisation des produits pétroliers. C’est un critère primordial pour définir la nature d’écoulement dans les canalisations. Elle permet

d’assurer le bon fonctionnement d’un équipement et garantir son rendement.

En outre, elle est employée afin de dimensionner des équipements (agitateurs, pompes,…) .

La viscosité est une grandeur physique qui définit la résistance à l’écoulement d’un produit. La viscosité cinématique est le rapport de la viscosité dynamique par la masse volumique du fluide. Elle est exprimée en stokes (ST), mais dans la pratique, c’est la centistokes (CST) qui est la plus souvent utilisée.

La viscosité peut être déterminée par deux appareils soit manuel soit automatique.

Manuellement , le principe consiste à mesurer par un chronomètre le temps mis par un volume déterminé du produit contenu dans le réservoir d’un viscosimètre en verre pour s’écouler par un capillaire du trait de jauge inférieure ou supérieure, chaque capillaire présente un coefficient.

La viscosité sera donc : V = temps × coefficient

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La détermination en automatique de la viscosité est appliquée surtout pour le gasoil et le fuel (HTS et BTS). Elle mesure et affiche directement la viscosité sur l’écran de l’appareil.

Corrosion sur lame de cuivre (ISO 2160)

Cette méthode sert à déterminer l’action corrosive du produit pétrolier sur le cuivre. Elle consiste à immerger une lame de cuivre dans un échantillon, chauffé dans un bain à une température donnée pendant une durée spécifique selon la classe du produit à traiter. A la fin, cette lame est retirée, rincée afin de comparer sa couleur avec les étalons de corrosion.

La lame de cuivre doit être découpée à partir de cuivre type électrolytique, polie, trempé, fini à froid, de pureté supérieure à 99,9% du cuivre. Concernant, la bombe, elle constituée en acier inoxydable.

Cette bombe est immergée dans le bain ou l’appareil pour être chauffé à une température et durant un temps donnés.

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Indice d’octane

L'indice d'octane est une propriété essentielle des carburants-auto, il

caractérise l'aptitude du carburant à brûler correctement dans un moteur à allumage commandé. Aussi, il définit par la résistance à l’auto-inflammation.

Pour un moteur donné, l'apparition d'un fonctionnement anormal lié au carburant se traduit par un bruit métallique appelé CLIQUETIS et par un échauffement du moteur.

Ce carburant est très généralement l’essence, on parle assez souvent improprement de capacité antidétonante du carburant.

Par convention on attribue respectivement les indices d’octane aux hydrocarbures de référence suivant :

• 0 : n-heptane

• 100 : ISO octane

Un carburant présente un indice d’octane X s’il se comporte sur le moteur CFR, dans ces conditions expérimentales rigoureusement définies comme un mélange binaire X% (volume) d’Isooctane et (100 – X)% de n-heptane.

Pour étudier le comportement au cliquetis d'un carburant donné on utilisera toujours le même moteur mis au point par la "COOPERATIVE FUEL RESEARCH" (C.F.R.).

C'est un moteur monocylindrique tournant à vitesse constante. Pour faire apparaître ou disparaître le cliquetis on peut agir sur le taux de compression variable grâce au déplacement de l'ensemble cylindre - culasse par rapport au bâti du moteur. La mesure du cliquetis est réalisée par un détecteur dont

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l'extrémité est placée dans la chambre de combustion. Le signal est amplifié et transmis à un appareil de mesure « Knock-meter ».

Le principe de la méthode consiste à accroitre le taux de compression jusqu'à une valeur V0, correspondant à l’obtention du cliquetis, V0 est encadré par deux valeurs V1 et V2 relevés avec deux systèmes binaires heptane-isooctane de composition voisines.

L’indice d’octane est calculé par interpolation linéaire en déterminant le mélange de référence qui présente exactement le même comportement que le carburant testé.

Un super carburant est caractérisé par l’indice d’octane recherche (RON), mesuré dans les conditions de vitesse et d’accélération faibles, et l’indice d’octane moteur (MON) ; déterminé dans les conditions d’essai plus sévère.

Remarque :

Les divers types d’essences actuellement disponibles sont :

• L’essence sans plomb d’indice d’octane 95.

• L’essence sans plomb d’indice d’octane 98 (ceci est plus détergent que l’essence sans plomb 95 et se relève plus corrosive).

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Indice de cétane

Cet indice mesure l’aptitude d’un hydrocarbure à l’auto-inflammation sur une échelle de 0-100. Il est particulièrement important pour les moteurs diesel ou le carburant doit s’auto enflammer sous la pression.

Un carburant à haut indice de cétane est caractérisée par sa facilité s’auto- allumer.

L’indice de cétane se rapporte au délai d’inflammation, la période qui s’écoule entre le début de l’injection de carburant et le début de la combustion.

Une combustion de bonne qualité se produit avec une inflammation rapide suivie d’une combustion régulière et complète du carburant, plus l’indice de cétane est élevé, plus le délai d’inflammation est court et meilleur est la qualité de combustion.

Inversement, les carburants avec un faible indice de cétane sont lents à s’enflammer puis ils brulent trop rapidement entrainant des taux élevés d’augmentation de pression. Ces mauvaises caractéristiques de combustion peuvent entrainer des vibrations et un bruit excessifs du moteur d’avantage d’émissions polluants, une moindre performance du véhicule et accentuer les contraintes exercées sur le moteur.

On se réfère ensuite à une courbe d'étalonnage établie à partir de différents mélanges binaires de deux hydrocarbures de référence : le n cétane et l'α- méthylnaphtalène qui se voient attribuer arbitrairement des indices de cétane égaux, respectivement, à 100 et 0. Dans ces conditions, un carburant diesel présente un indice de cétane x, s'il se caractérise, sur le moteur CFR, par un même taux de compression critique qu'un mélange de x p. 100 de n cétane et (100 — x) p. 100 d'α-méthyl naphtalène.

III. Contrôle de la production

Le laboratoire contrôle les produits distillés semi-finis et finis, produits aux unités de production. Il contrôle l’eau brute et la production de la vapeur à la CTE.

Unités de production

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Le contrôle des unités de production se fait (3 fois par jours généralement) par les équipes de roulement. Les analyses s’appliquent sur les échantillons de but traité, les différents soutirages de colonnes (atmosphérique, stabilisatrice, splitter), l’essence platformé produit par l’unité de reformage catalytique, … En analysant ces échantillons, il est possible d’ajuster ou corriger, aux unités de production par les opérateurs, les paramètres de fonctionnement de la colonne de distillation atmosphérique, strippage, stabilisatrice et splitter au TOPPING. Le pH de l’eau déchargé de 01V1 doit être neutre afin de

minimiser la corrosion à la tête de colonne. Le contrôle au laboratoire agit sur les paramètres de fonctionnement de la colonne séparatrice, débutanisatrice et dééthanisatrice ainsi que les conditions de fonctionnement des réacteurs à l’unité de Reformage catalytique.

A l’unité de traitement du GPL, il est nécessaire de contrôler la concentration de la soude au niveau de deux ballons 05V1 et 05V2. Si la concentration de la soude usée devient basse (inférieure à 10 °B), elle doit être remplacée par une autre solution de 20 °B.

Le tableau 3 regroupe quelques analyses et résultats et les actions correctives possibles.

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Centrale Thermo-électrique CTE

Des analyses quotidiennes sont faites par le laboratoire pour assurer le contrôle de la chaîne de traitement des eaux, ainsi que la nécessite d’une éventuelle régénération des résines échangeuses d’ions.

Contrôle de la qualité des produits expédiés et réceptionnés

La STIR lance des appels d’offres internationaux dans le but d’exporter deux types de produits :

- Le résidu atmosphérique sous forme de fuel BTS (Low Sulphur Straight Run).

- Virgin Naphta (un mélange d’essence légère TS et d’essence lourde FS).

Le laboratoire effectue toutes les analyses mentionnées dans les clauses

techniques du contrat (FOB) avant que le chargement des bateaux commence.

Quant aux produits importés, la STIR refait les analyses sur les produits

réceptionnés avant de commencer le déchargement pour vérifier la conformité du produit réceptionné par rapport aux clauses techniques (contrat SEIF).

Elle importe dans le cadre des programmes prévisionnels de la demande du marché Tunisien, les produits suivants :

- L’Essence sans plomb, - Le Gazole sans souffre, - Le Gazole n°2,

- Le fuel n°2

Dans le cas ou un résultat obtenu fait de sorte que le produit est hors norme (après vérification de la valeur trouvée), deux cas peuvent se présenter : - Abandon et rejet de la cargaison totale ou des tanks qui sont hors norme, - Acceptation du produit avec une pénalité qui couvre les frais de correction du produit.

Optimisation des mélanges

Le laboratoire est le responsable de la tâche des préparations des mélanges, dans la mesure où il fait les essais à l’échelle laboratoire pour communiquer au service MDP les pourcentages des différentes bases correspondants à chaque type de mélange.

• La qualité des GPL est élaborée au niveau des unités de production (fractionnement des gaz de distillation et de reformage catalytique), cependant lors des périodes où la disponibilité du propane est limitée par

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rapport à la demande, il est nécessaire de maximiser la production du propane commercial en y incorporant du butane, dans ce cas la STIR eut recours à l’importation des cargaisons de butane pour satisfaire les

besoins du marché.

Il faut donc particulièrement surveiller la valeur de la température du 95%

évaporé (test d’évaporation).

• Les bases de constitution du supercarburant sans plomb sont (dans le cas de la STIR) :

- Reformat catalytique

- Essence base importation (isomerat, alkylat, essence de craquage catalytique…)

- Essence légère de distillation (TS)

La proportion des différents constituants permettra de maximiser la production de l’essence sans plomb et d’ajuster les qualités.

• Le Gasoil destiné au marché est obtenu par mélange de Gasoil léger, de Gazole lourd et de kérosène.

Une proportion plus forte de Gasoil lourd à haute teneur en soufre et à une Température Limite de Filtrabilité (TLF) élevée peut être compensée par davantage de kérosène tout en restant dans la limite du point d’éclair.

Des additifs permettent d’améliorer les qualités de tenu à froid des Gasoils (adapté à la qualité du Gasoil STIR).

Il est à noter que la STIR, pendant la période estivale importe des cargaisons de Gasoil n°2 pour consommer le maximum du pool gazole lourd qui s’est accumulé pendant la période hivernale.

5. Service Exploitation I. TOPPING

1) Circuits du pétrole brut et des produits distillés, équipements du TOPPING

L’installation de distillation atmosphérique assure la première séparation du pétrole brut et permet d’avoir plusieurs coupes principales en employant une seule colonne de distillation à soutirages multiples appelée colonne de

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distillation atmosphérique. La coupe gaz-essence est retirée en tête de la colonne, les coupes Naphta, kérosène, gasoil léger et gasoil lourd sont

soutirées latéralement. Le produit récupéré au fond est le résidu atmosphérique obtenu à une température de 350 °C.

Aspiration de bruts

Le pétrole brut arrivant sur deux lignes : principale (par gravitation) et

d’injection, provient des réservoirs S5, S6, S7, S8, S9 et S10. Les bruts utilisés actuellement à la raffinerie sont l’Azéri (Azerbaïdjan) et le Zarzatine

(Tunisie).

Le tableau suivant regroupe les caractéristiques de chaque brut.

Le mélange de bruts est effectué afin d’avoir une densité souhaitée (de l’ordre 830 kg/m3). Le mélange de bruts passe par un filtre avant d’être aspiré par une pompe de charge 01MP101A ou une turbine de charge 01TP1B (Débit

maximum 180 m3/h) avec d’un débit variable de 180 à 220 m3/h. La pression de refoulement est de l’ordre 32 bar. Le débit est réglé et commandé à partir de la salle de contrôle par une vanne pneumatique 01FRCV117. En aval de

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cette vanne une injection d’eau avec un débit d’environ 3- 4 m3/h. Cette injection a comme but de faire dissoudre les différents sels (CaCl2, NaCl, MgCl2) existants dans le mélange de bruts. La pression en aval du premier train d’échange est vers 24

bar. Pour se débarrasser de ces sels dissouts dans l’eau sous forme d’une émulsion eau-brut au niveau d’un dessaleur électrique, il est nécessaire d’assurer un préchauffage jusqu’à une température de l’ordre de 120 °C.

Premier train de brut

Le brut se chauffe avant d’entamer le dessaleur en recevant les calories des produits soutirés de la colonne 01C1 du TOPPING dans des échangeurs thermiques superposés en série ou en parallèle. Il se chauffe parallèlement dans le 01E101 et le 01E102 avec le Naphta et le Kérosène respectivement.

Puis, il passe encore parallèlement dans le 01E1A et le 01E1B avec le Gasoil- Léger. Après, il s’échange avec le 01E103 avec le Gasoil Léger. Ensuite, il est admis en parallèle dans les 01E2A et 01E2B avec le Résidu Atmosphérique.

Avant d’entamer le dessaleur, il passe en série dans le 01E104 et 01E105 avec le Résidu Atmosphérique et le Gasoil-Pesant respectivement.

Dessalage du brut

Les pétroles bruts qui sont utilisés aux raffineries contiennent toujours un peu d’eau (0.1 à 0.6% volume en général), des sels minéraux (20 à 300 grammes par tonne de brut) et des sédiments. On ne peut pas généraliser car les bruts se diffèrent selon leurs origines. Les formations géologiques (tels que le sable, le gypse, le calcaire, etc..) ou une contamination par l’eau de mer pendant le transport qui imposent la composition et la concentration des différentes solutions salines qui contient les chlorures de sodium, de magnésium et de calcium avec plus ou moins de bromure, de sodium et d’iodure. Ces sels se différent par leur teneur en ion métal et par leur concentration dans l’eau.

Majoritairement, elles se répartissent en 75 % de sodium, 15% de magnésium et 10 % de calcium.

La production d’acide chlorhydrique est générée par une hydrolyse à des températures élevées de chlorure de sodium et de magnésium. Après à des températures basses le gaz se transforme en présence de l’eau liquide en acide chlorhydrique. Il présente un risque de corrosion au niveau de la tête de la

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colonne atmosphérique, le condenseur et les tuyauteries. Au fur et à mesure le brut passe dans les échangeurs, les sels se déposent dans les faisceaux des échangeurs et les tubes. Par la suite une couche isolante se forme et abaisse le transfert de calories (faisceaux-calendre), une apparition une hétérogénéité et des points chauds locaux au niveau des échangeurs. Les sels aussi sont des amorceurs du phénomène du cokage dans le four. Enfin ces sels les différentes impuretés se concentrent au sein du résidu atmosphérique en diminuant sa qualité. Ce RAT perd son importance en l’exploitant dans d’autres procédés de conversion.

L’opération de dessalage se fait au niveau du dessaleur électrique, il a une forme cylindrique horizontale. Sa capacité est déterminée suivant le débit de charge maximum traité dans le Topping et le temps de séjour du mélange Brut-Eau. Le dessaleur contient les équipements suivants :

• Trois transformateurs à bain d’huile,

• Une vanne mélangeatrice sur la ligne d’entrée au dessaleur,

• Un manifold de distribution sur l’entrée supérieure du dessaleur,

• Un niveau automatique sur l’interface Brut-Eau, décharge de l’eau vers le refroidissement et l’égout,

• Une prise d’échantillon permettant de contrôler l’interface Brut-Eau,

• Une soupape de sécurité sur la partie supérieure du dessaleur (vers Blow-Down).

La figure suivante schématise le dessaleur électrique

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Cette opération consiste à briser des émulsions d’eau et de pétrole brut. Elle vise à éliminer l’eau, les sédiments et les sels minéraux contenus dans les bruts est un moyen de lutte efficace contre la corrosion. Elle est nécessaire dans toutes les installations de distillation atmosphérique.

En commençant par une injection d’eau ou lavage du brut par l’eau de

dessalage avec un débit suffisamment important pour faire dissoudre les sels minéraux. Une émulsion de petites gouttelettes, soient les plus petites

possibles, d’eau salée dans le brut. Pour que le mélange soit efficace et

homogène, une vanne mélangeatrice est installée en amont du dessaleur. Cette émulsion trouve un champ électrique produit par des électrodes situées à

l’intérieur du dessaleur. La collision et la combinaison des gouttes d’eau

s’effectuent par l’attraction bipolaire induite, son action est instantanée sur les particules sensibles comprenant l’eau et le brut, l’eau douce et les sédiments.

C’est le grossissement des gouttelettes d’eau par effet d’électro-coalescence.

Après cette combinaison, la séparation des phases se fait selon la gravité aidée par la vitesse relativement lente du mélange dans le dessaleur. Ceci favorise la décantation. Le niveau d’interface Brut-Eau est maintenu par évacuation de l’eau vers les égouts à travers le LCV6 avec refroidissement par l’eau de mer.

Parfois, la pellicule environnant la gouttelette d’eau peut être suffisamment importante pour bloquer la rétention d’eau vers la phase aqueuse. Il est nécessaire donc d’injecter des substances chimiques telles que l’agent

tensioactif et désémulsifiant. Il diminue la tension superficielle de la goutte d’eau, la pellicule est renvoyée dans le brut et l’eau précipitée dans la phase aqueuse. La diffusion des agents tensioactifs du brut à l’interface est favorisée par la turbulence et le temps de séjour. Pour cela l’injection dans le brut se fait avant d’entamer le premier train d’échange.

Malgré l’opération de dessalage, n’est pas totale. Il est important de lutter contre la formation inévitable d’acide chlorhydrique en injectant des produits chimiques :

Injection de soude dans le train d’échange pour transformer le HCl en chlorure de sodium stable par la réaction suivante :

HCl + NaOH →NaCl + H2O

Injection de Neutralisant à base d’amines pour neutraliser les autres acides formés par hydrolyse et régler le pH du système.

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Deuxième train de brut

A la sortie de dessaleur, et après le premier train d’échange, le brut passe dans un deuxième train de préchauffage. Il s’échange en série dans les échangeurs 01E3B, 01E3A et 01E3C avec le reflux circulant supérieur (Pump Around Supérieur PAS). Après avec le RAT dans les 01E4B, 01E4A et 01E106. Il est admis après parallèlement dans les faisceaux de 01E6 et 01E107 en

s’échangeant avec le reflux circulant inférieur (Pump Around Inférieur PAI).

Avant de passer au four, le brut se chauffe en parallèle dans les échangeurs 01E5A et 01E5B. La température doit avoir une valeur d’environ 250 °C.

Four du TOPPING 01F1

A la sortie du deuxième train d’échange, le brut continu son chemin vers le four 01F1. Cet équipement fournit le complément permettant d’atteindre le niveau thermique souhaité par un rapport direct de chaleur dégagée suite à une combustion de produit pétroliers soit Fuel-oil soit Fuel-Gaz. Le brut est admis dans la zone convective au sommet du four à travers quatre tubes. Pour que le transfert thermique soit le plus efficace, les tubes sont équipés de studds. Le transfert se fait par convection entre le brut circulant dans les tubes studdés et les fumées chaudes. La température du brut sortant de cette zone est de l’ordre de 300 °C. La charge préchauffée dans la zone convective passe à travers les deux faisceaux de radiation. Les tubes dans cette zone sont lisses. L’échange se fait par radiation des flammes ou les tubes sont exposés avec une

circulation à contre-courant. La charge sort du four avec une température de l’ordre de 350 °C et défini l’alimentation de la colonne de distillation

atmosphérique 01C1.

Le four est constitué essentiellement de :

• 24 bruleurs, positionnées au sol du four, alimentés soit par un mélange Fuel-oil, Fuel-gaz ou mixte,

• Faisceaux tubulaires qui se subdivisent en deux zones : convective et radiantes. Ils ont deux types soit lisses soit studdés,

• Réfractaire qui définit les parois interne. Il limite les pertes thermiques avec l’extérieur. Il est recouvert par un métal appelé le casing,

• 2 cheminées assurant l’éjection des fumées à l’extérieur avec une température dans les normes.

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Colonne à distillation atmosphérique 01C1

La distillation est un procédé qui consiste à séparer les fractions

d’hydrocarbures contenues dans le pétrole. C’est la première étape du

raffinage. Elle est basée sur la différence entre les températures d’ébullition (ou volatilités) des produits purs contenus dans le pétrole.

Par une distillation primaire, des coupes pétrolières sont obtenus avec des volatilités se rapprochant de celles des produits commerciaux.

L'unité Topping a comme but d’obtenir par le procédé de distillation atmosphérique du brut :

• Le gaz de pétrole liquéfié GPL (C1 à C4)

• L'essence légère (C5 à C10-12)

• Le naphta, utilisé comme matière première pour la pétrochimie (C5 à C12)

• Le kérosène, base pour le carburant d'aviation (C10 à C14)

• Le Gasoil Léger, utilisé dans les moteurs diesel (C15 à C30)

• Le Gazole Pesant, utilisé pour le chauffage (C30 à C40)

• Un résidu lourd (asphalte et asphaltènes) (>C40)

Le pétrole brut, partiellement vaporisé, à une température de l’ordre de 345 °C est introduit à la base de la colonne constituée généralement de 44 plateaux à clapets placés les uns au-dessus des autres. La colonne a une zone de

séparation des flux liquides et vapeurs à l’entrée de la colonne et appelée zone d’expansion ou zone Flash. Par ailleurs, cette colonne comporte différentes sorties (ou soutirages) pour extraire les différentes produits pendant la distillation. L’équilibre des produits dans cette colonne est assuré par trois reflux : un reflux de tête présenté par l’essence légère et deux reflux

intermédiaires. Ces deux derniers sont deux reflux circulants appelés Pump Around Supérieur PAS (coupe de Kérosène) et Pump Around Inférieur PAI (coupe Gasoil Pesant). Ils ont le même rôle d’un échangeur, ils servent à refroidir une teneur des liquides montants à travers la colonne à un niveau intermédiaire. Ceci freine l’augmentation des flux de vapeurs au niveau de la tête de la colonne.

La température dans cette colonne a un profil décroissant du bas vers le haut, c’est-à-dire, la température la plus élevée est celle du fond et contrairement la plus basse est celle de la tête de 01C1). Le soutirage est possible grâce à la

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différence de température d'ébullition des composants en présence et grâce à la vaporisation des fractions plus ou moins légères ou lourdes. Commençant du plateau supérieur, le reflux de tête alourdit peu à peu en descendant ainsi que sa température augmente. Le produit est soutiré partiellement dans le cas ou sa composition se rapproche de celle d’un produit souhaité. On peut obtenir plusieurs coupes pétrolières; de haut en bas on prélève:

Les fractions qui se trouvent sur les parties supérieures de la colonne sont des gaz. Leurs températures d'ébullition sont de 0°C et comportent C1 (méthane) et C2 (éthane). Ils sont utilisés en général comme combustible interne gazeux pour les fours et les chaudières de la raffinerie.

• Les coupes propane et butane (C3 et C4); après traitement d'épuration, elles servent à constituer les produits finis GPL (gaz du pétrole liquéfié). La coupe butane rentre également dans la fabrication des carburants pour automobiles.

• Les essences, dont le point d'ébullition varie entre 0°C et 180°C,

contiennent des hydrocarbures de 5 à 10 atomes de carbone et elles sont de 2 types:

- Essence légère destinée au "pool" carburant est utilisé comme matière première de la pétrochimique.

- Essence lourde constituant la charge de reformage catalytique.

• Le kérosène appelé aussi pétrole lampant, bout entre 180°C et 250°C possède entre 10 et 14 atomes de carbone.

• Le gasoil renfermant des hydrocarbures ayant de 14 à 25 atomes de carbones et qui bout entre 250°C et 350°C, destiné essentiellement au gasoils moteur et fuel-oil domestique.

• Le résidu se trouve ou fond. C’est le produit le plus lourd, utilisé pour une consommation interne comme combustible dans les fours de Topping, Platforming et la CTE.

Tenant l’exemple de la colonne de 01C1, le soutirage de la coupe du :

➢ Naphte varie entre les plateaux 34 et 39,

➢ Kérosène varie entre les plateaux 26 et 28,

➢ Gasoil Léger varie entre les plateaux 16 et 20,

➢ Gasoil Pesant varie entre les plateaux 9 et 12.

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La température de tête est contrôlée par une vanne pneumatique TRC et chaque débit du produit sortant de la colonne est maintenu par une vanne pneumatique LCV afin de contrôler son niveau dans la colonne.

Colonne de stripage 01C2

Les différents soutirages latéraux retranchant une partie du reflux interne ainsi que la partie liquide du brut ont des molécules volatiles. Par la suite les coupes soutirées de la colonne ne peuvent satisfaire les spécifications de limitation en produits légers c’est-à-dire de point d’éclair. Commençant par la zone

d’expansion, la séparation liquide-vapeur n’est pas assez sélective. Le résidu du fond contient encore du gasoil et du Kérosène à récupérer. La vapeur ascendante traverse chaque plateau, il y a donc une condensation d’un

pourcentage de ces produits dans le plateau inadéquat. Un traitement de ces produits est donc nécessaire afin d’éliminer ou récupérer les constituants trop volatils. C’est dernière consiste en une ré-vaporisation partielle, appelée

stripage. Le stripage pour les produits de soutirages latéraux est effectué dans une colonne fonctionnant en parallèle avec la 01C1. Cette colonne est divisée en quatre compartiments (quatre petites colonnes annexes séparées). Le

stripage du résidu se fait en bas de la colonne 01C1. Revenant au stripage des produits latéraux, chaque compartiment contient quatre plateaux. La ré-

vaporisation partielle des produits est assurée par l’injection de la vapeur surchauffée appelée vapeur de stripage. Le principe du stripage à la vapeur consiste à injecter un gaz non soluble dans le liquide à stripper (ici de la vapeur d’eau, mais il est possible d’injecter de l’azote ou un gaz léger). Cette injection provoque un passage en phase vapeur d’une partie du liquide soutiré.

Ce phénomène peut être expliqué par un changement de la pression partielle des hydrocarbures entre la colonne principale et le stripper. Il peut être aussi considéré comme un entrainement en phase vapeur des composés légers du liquide traité. La présence d’un flux gazeux provoque en effet pour chaque composant de la phase liquide une nécessité de présence en phase vapeur et par conséquent leur élimination avec le flux gazeux. Ce passage en phase gazeuse concerne toutefois bien entendu surtout les constituants légers. Le liquide soutiré est à sa température de bulle dans la colonne à la pression Pc. Il

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pénètre au-dessus du premier plateau du stripper qui fonctionne à la pression totale Ps peu différentes de Pc (en fait légèrement supérieure).

Les fractions vaporisées les plus volatiles et la vapeur surchauffée retournent dans la 01C1 dans un plateau plus supérieur que celui de soutirage. Puis, la vapeur se condense à la tête de colonne avec la coupe de gaz et l’essence. Elle est séparée après sa décantation dans le dôme du ballon séparateur 01V1. La quantité totale da vapeur employée pour le stripage présente de 1 à 3%

massique du débit de brut. Après cette opération les quatre produits strippés (Naphte, Kérosène, Gasoil Léger et Gasoil Pesant) sont acheminés moyennant des pompes au stockage après échangeant leurs calories avec le brut

Colonne de Stabilisation 01C3

Le produit obtenu à la tête de colonne 01C1 (Gaz + Essence) est envoyé à la colonne 01C3. Avant d’entamer l’alimentation de C3sur trois niveaux (1 : plateaux 10-11, 2 : 11-12, 3 : 14- 15) la charge est chauffée. Elle est constituée de 30 plateaux. Au niveau de cette colonne il y aura une séparation entre

l’essence et les gaz liquides. La séparation est d’autant efficace est d’autant que la tension de vapeur Reid de l’essence Butanisée ne dépasse pas 0.630 kg.cm2. En conclusion, les produits séparés sont les gaz, Gaz liquide de Propane-Butane et l’essence Butanisée. Les gaz seront envoyés au ballon 44V1 et après dans le réseau Fuel-Gaz de la STIR). Le GPL (Gaz liquide de Propane-Butane) sera envoyé au traitement chimique afin d’éliminer le H2S3.

L’essence Butanisée est chauffée au dans deux rebouilleurs pour avoir l’essence stabilisée qui définit l’alimentation de la colonne Splitter 01C4.

Colonne Splitter 01C4

La colonne Splitter 01C4 comporte 24 plateaux. Elle reçue le produit du fond de C3 après son stabilisation comme alimentation. La séparation sert à

récupérer un produit de tête appelé Tête Splitter et un produit du fond appelé Fond Splitter. Le Fond Splitter (essence lourde) est envoyé à l’unité de

Reformage catalytique afin d’augmenter son indice d’octane. Si non il sera stocké comme Virgin Naphte. Cette colonne a comme but d’avoir la coupe la plus convenable pour l’alimentation du Platforming. Le point final de cette coupe est contrôlé par la température de tête de la colonne à distillation

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atmosphérique 01C1. Toutefois, son point initial est établi par la température du fond de la colonne Splitter 01C4.

L’annexe suivant comporte les data sheet des quatre colonnes.

Circuits du pétrole Brut et produits

• Circuit de Pétrole Brut

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• Circuit de Naphte

Le Naphte est un produit de soutirage latéral. Il passe à la colonne de stripage afin de corriger son PM par la vapeur de stripage. Une vanne 01LCV101

maintenue le niveau contrôle le débit du Naphte de C1 à la C2. Cette coupe est aspirée par l’une de pompes 01MP2/3/4/104 et est refoulée jusqu’à

l’échangeur E101 ou elle se refroidie. Elle se refroidie encore, après le passage par 01FRCV2, dans le réfrigérant E16 avant de passer à la zone de mélange avec les autres produits de soutirages latéraux et/ou stockage.

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• Circuit de Kérosène

Le kérosène sort de la C1 vers C2 (à travers une 01LCV102) pour la même raison que celle du Naphte. Cette coupe est aspirée par l’une de pompes 01MP2/3/4/104 et est refoulée jusqu’à l’échangeur E102 ou elle se refroidie.

Elle se refroidie encore dans le réfrigérant E17 avant de passer à la zone de mélange avec les autres produits de soutirages latéraux et/ou au stockage.

• Circuit de Gasoil Léger

Le Gasoil Léger sort de la C1 vers C2 (à travers une 01LCV103). Cette coupe est aspirée par l’une de pompes 01MP6/7 et est refoulée jusqu’aux les

échangeurs E103, E1A et E1B ou elle se refroidie. Son débit est contrôle par une 01FRCV4 avant de passer à la zone de mélange avec les autres produits de soutirages latéraux et/ou au stockage.

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• Circuit de Gasoil Pesant

Le Gasoil Pesant ne passe directement de C1 à la C2. Il passe dans le circuit de PAI moyennant l’une de deux pompes 01MP102A/B. Après ce gasoil passe à la C2 à travers une 01LCV104. Ensuite la coupe traitée à la vapeur est

aspirée par l’une de deux pompes 01MP17A/B. Elle se refroidie dans

l’échangeur E105 puis dans le réfrigérant E18 après le contrôle de son débit à travers une 01FRCV5. Le gasoil à la fin passe à la zone de mélange avec les autres produits de soutirages latéraux et/ou au stockage.

• Circuit de Résidu

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Le résidu atmosphérique RAT appelé aussi Fuel-oil est le produit du fond de la C1, est aspiré soit par une turbopompe 01TP9B soit par une motopompe 01MP9A. Il passe ensuite pour chauffer le pétrole brut au niveau de deux échangeurs E5A/B. Après il passe par une 01LCV5 (qui maintient le niveau du fond de C1). Il se refroidi après en série (en chauffant le pétrole brut) dans les échangeurs E106, E4A, E4B, E104, E2A, et E2B. Le fuel est acheminé vers le stockage et/ou vers la CTE après son refroidissement dans le

réfrigérant E22.



• Circuit de Reflux Circulaire Supérieur (Pump Around Superieur PAS) Le PAS est soutiré de deux côtés de la colonne 01C1, entre la partie du Naphta et celle de Kérosène. Ce reflux circulant est aspiré par l’une de pompe

01MP10/11. Une partie de refoulement peut passer directement (partie chaude) à une vanne 01TRCV2, l’autre partie se dirige vers les trois

échangeurs 01E3C/A/B afin de chauffer le brut dans le 2ème train d’échange et se refroidir. A la sortie de l’échangeur 01E3B une partie rejoint directement la 01TRCV2 (partie moyenne) et l’autre se refroidie encore dans le réfrigérant E19 et passe à la 01TRCV2 comme partie froide. En assurant un mélange entre ces parties, le débit du PAS est contrôlé par la 01FRCV6. Enfin le PAS retourne à la 01C1.

(41)

• Circuit de Reflux Circulaire Inferieur (Pump Around Inférieure PAI) Le PAI est soutiré de la colonne 01C1, de la coupe Gasoil Pesant. Ce reflux circulant est aspiré par l’une de pompe 01MP102A/B. Le refoulement est divisé sur deux lignes. La première partie peut passer directement à la colonne de Stripage (qui définit la coupe du Gasoil Pesant) à travers la 02LCV104. La deuxième partie passe dans les deux échangeurs 01E6 et 01E107 afin de

chauffer le pétrole Brut. Après cette partie peut se diviser en deux autres parties. La première partie passe dans le rebouilleur afin de régler le

rebouillage dans le rebouilleur 01E209 qui influe sur la qualité du GPL, après elle passe par la 01TRCV5. La deuxième partie et la première partie qui passe à travers la TRCV5 se rejoignent et passe ensemble par une vanne de réglage de débit 01FRC107 et retournent à la colonne 01C1.

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2) Injections des produits chimiques

Une injection d’eau ou des produits chimiques au niveau des équipements de la Raffinerie est primordiale. Ces agents sont des protecteurs de différents équipent en limitant la corrosion, l’encrassement, etc …

• La soude : est injectée par les pompes 01MP21A/B/C avec une

concentration de 2°B au maximum. Elle diminue les agents corrosifs. Son débit dépend de la teneur en sels (Cl) dans le brut en amont ou aval du V6 (actuellement la soude est injecté 50 l/h en aval de V6).

• Le remplaçant de soude (Chimec 1831) : est injecté par les pompes 01MP27D/C et a le même effet que la soude.

• Le Désémulsifiant (Chimec 2438) : est injecté en aval des filtres et en

amont de l’aspiration de la pompe de charge (01TP1B ou 01MP101) par les pompes 01MP27A/B. Il affaibli la solidité des structures mécaniques des couches des hydrocarbures tout en facilitant la séparation du brut et de l’eau.

• L’antifouling (Chimec 1830) : il est injecté par les pompes doseuses

01MP27D/C. Il est à base d’ammoniac et a comme but de neutraliser le pH de l’eau déjà condensée au niveau des têtes des colonnes et des ballons de décantation.

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• L’inhibiteur de corrosion (Chimec 1054) : est injecté par les pompes

01MP18A/B. Il protège les parois internes des colonnes et les équipements des têtes de la corrosion par la présence des acides corrosifs.

• Eau : est injectée par les pompes 01MP20/20A soit en aspiration des

pompes de charge, soit en amont, soit en aval 01FRCV117 (Actuellement 4 m3/h en aval de 01FRCV117). Elle diminue la concentration des sels par dissolution.

6. Tache : Simulation de la colonne Splitter 01C4

• Schéma simplifie de la colonne 01C4

• Résultat du test chromatographie des échantillons prise de l’alimentation, fond de la colonne et tète de la colonne à 15°C :

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❖ Tête splitter

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❖ Fond splitter

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❖ Essence stabilisée

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• Conversion de la densité moyenne des flux du 15°c vers les températures réelles des flux :

❖ Formule du laboratoire du STIR :

Densité à 15°C – (Température réelle du colonne- 15)*(-0.0013*Densité à 15°C+0,001806)

Densité à 15 °C Température Densité à T

Tête Splitter 0,6860 30,0 0,672

Fond Splitter 0,7540 44,0 0,730

Essence Stabilisé 0,7330 103,0 0,658

• Tableau des paramètres opératoires de la colonne 01C4 :

Essence Stabilisée Tête Splitter Fond Splitter

Pression ( Bar ) 0.5 0.16 0.6

Température ( °C) 103 30 44

Débit Volumique (m³/h) 35.1 8.5 23.8

Débit massique (Kg/h) 5 714 17 375 23 090

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• Bilan Massique Globale sur la colonne 01C4 :

Entrée = Sortie

M essence stabilisée = M tête splitter + M fond splitter

Avec : M tête splitter = V tête splitter * Densité tête splitter ( 30°C) M fond splitter= V fond splitter * Densité fond splitter ( 44°C)

• Introduction des données dans le logiciel de simulation Aspen Hysys :

➢ Liste des composées (Component lists) :

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➢ Choix du modèle de simulation ( Fluid packages ) - Peng-Robinson Equation :

➢ Simulation de la colonne / paramétrages avec un taux de reflux de 3.4 molaire :