Raffinerie
Port Arthur Texas

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Raffinerie

Une raffinerie de pétrole est une usine de traitement de la matière première brute par purification et distillation sous pression normale et sous vide, dans des fractions présentant un intervalle d'ébullition défini transféré. Le raffinement supplémentaire des coupes en ébullition est effectué par des méthodes telles que l'extraction ou le nettoyage chimique. Pour augmenter la qualité des produits, tels que leur indice d'octane, des processus de conversion tels que l'isomérisation ou le reformage catalytique sont utilisés. De plus, des additifs sont ajoutés aux produits qui améliorent ou suppriment certaines propriétés.

Des produits de valeur supérieure sont obtenus, tels que l'essence, le diesel, le diesel ou le kérosène. Pour l'industrie chimique, des matières premières telles que le gaz de pétrole liquéfié, le naphta et le distillat moyen sont produites. Les raffineries de pétrole sont généralement de grands complexes industriels dont l'image est constituée de vastes parcs de réservoirs, de colonnes de rectification, de systèmes de canalisations et de systèmes de torches. Les raffineries de pétrole sont considérées comme des entreprises à forte intensité énergétique. L'apport énergétique élevé requis (jusqu'à 50% des coûts) pour la production provient en partie des vecteurs d'énergie primaire eux-mêmes et est fourni en énergie électrique et thermique.

Histoire des raffineries

Les premières raffineries de pétrole étaient déjà construites au début de l'ère de l'huile minérale, c'est-à-dire au milieu du 19e siècle. La première raffinerie a été créée en 1856 par Ignacy Łukasiewicz, l'inventeur de la lampe à pétrole, à Ulaszowice (Pologne). Après l'incendie, une autre raffinerie plus moderne a été construite à Chorkówka. Très rapidement, les huiles luminescentes dérivées du pétrole ont commencé à remplacer les combustibles des lampes obtenues jusqu'à présent à partir de graisses animales, en particulier de Waltran, pour lesquelles un traitement préalable du pétrole brut était nécessaire.

La distillation de l'huile récupérée a été réalisée très simplement. À cette fin, une bouilloire en cuivre a été remplie avec environ 750 litres d’huile et le contenu de la bouilloire a été bouilli. Les vapeurs résultantes ont été passées dans un système de tubes de refroidissement où elles se sont condensées. De cette manière, l’huile, qui était utilisée pour l’éclairage de lampes à pétrole, a été retenue. Les résidus de goudron laissés dans la chaudière ont été éliminés.

L’exploitation d’autres produits pétroliers, et en particulier l’extension rapide des moteurs à combustion interne après la Première Guerre mondiale, a non seulement nécessité la construction de nombreuses nouvelles raffineries, mais également conduit à un développement rapide du processus de transformation. raffinerie.

Comme dans de nombreux autres secteurs, les exigences en matière de raffinerie, et en particulier de produits, ont évolué au fil des ans. En gros, voici l’adaptation de la spécification du produit à l’appel, qui a changé en raison des lois (environnement et santé). Par exemple, la teneur en soufre autorisée dans la plupart des carburants ainsi que du mazout a diminué.

Matières premières: huile

L'huile est constituée d'un mélange d'hydrocarbures. Les plus fréquemment représentés sont les alcanes linéaires ou ramifiés (paraffines), les cycloalcanes (naphtènes) et les aromatiques. Chaque huile a une composition chimique spécifique, en fonction de l'emplacement, qui détermine également les propriétés physiques telles que la couleur et la viscosité.

L’huile contient, dans une moindre mesure, des composés carbonés contenant de l’azote, de l’oxygène ou du soufre, tels que des amines, des porphyrines, des mercaptans, des thioéthers, des alcools et des quinones. En outre, il existe des composés métalliques tels que le fer, le cuivre, le vanadium et le nickel La proportion d'hydrocarbures purs varie considérablement. La proportion varie de 97% à 50% seulement pour les huiles lourdes et le bitume. La teneur en carbone est comprise entre 83 et 87%, la teneur en hydrogène entre 10 et 14%. Les autres éléments du groupe principal sont compris entre 0,1 et 1,5%, la teneur en composés métalliques est inférieure à 1000 ppm.

Les pétroles bruts typiques diffèrent selon le gisement. Le West Texas Intermediate (WTI) est un pétrole brut léger de haute qualité, à faible teneur en soufre, de Cushing, dans l'Oklahoma. Un représentant européen est Brent Blend, un pétrole brut provenant des 15 champs de pétrole Brentsystem existants en mer du Nord. Dubaï et Oman au Moyen-Orient sont principalement promus pour le marché Asie-Pacifique. Le Tapis de Malaisie est léger, les Mines d'Indonésie sont un brut lourd de l'Extrême-Orient.

produits

Les produits finis peuvent être gazeux, liquides ou solides. Pour cent, le rendement d’une raffinerie moderne correspond à environ 3% des gaz liquéfiés, tels que le propane et le butane. Environ 9% sont dérivés du pétrole (naphta) et 24% de l’essence (essence). Les carburants à point d'ébullition élevé, tels que le carburéacteur (kérosène), représentent 4%, le carburant diesel et le carburant léger jusqu'à 21%, le carburant lourd 11%.

Les composants solides et à haute viscosité, tels que le bitume ou le mazout, pèsent 3,5%, les lubrifiants 1,5%. Environ 2% sont imputables aux autres produits ou pertes. Selon le degré de traitement supplémentaire, la consommation propre de la raffinerie est comprise entre 5 et 10% du pétrole brut utilisé. La MiRO, par exemple, a une capacité de brut de 16 millions de tonnes, transformée en 14,9 millions de tonnes de produits finis, ce qui signifie que l'autoconsommation est d'environ 7%.

Les quantités de produits finis dépendent, d’une part, des types de pétrole brut utilisés et, d’autre part, des usines de transformation disponibles à la raffinerie. Par conséquent, les pétroles bruts "légers" contiennent des niveaux relativement élevés de produits légers, c’est-à-dire de faible densité, tels que le GPL, le kérosène, l’essence et le diesel. Le brut lourd contient de grandes quantités de produits lourds, tels que le mazout lourd et le bitume.

Dans les raffineries modernes, certains de ces composants lourds peuvent être convertis en composants plus légers, tels que le craquage, afin qu'une raffinerie de ce type puisse traiter plus de brut lourd.

Processus de raffinerie

Le pétrole extrait des réservoirs est traité sur place avant son transport vers la raffinerie, essentiellement par séparation épaisse de composants indésirables, tels que les sédiments et l’eau. Après ces premières étapes de traitement, le pétrole brut produit est maintenant livré à la raffinerie par navire ou par pipeline. Ici, le mélange liquide est séparé en plusieurs étapes par un procédé de distillation spécial en différentes fractions et transformé en produits commercialisables. La technologie est tellement avancée aujourd'hui qu'aucune substance de pétrole brut ne reste inutilisée. Même le gaz de raffinerie produit est utilisé comme sous-produit indésirable. Il est utilisé directement dans les fours de traitement en tant que vecteur d'énergie ou dans le traitement chimique en tant que gaz de synthèse.

 

Purification et dessalement de pétrole

Du pétrole / du pétrole brut est déjà libéré dans le réservoir de sable et d’eau. Pour éviter la corrosion des équipements, le pétrole brut est dessalé (salinité <10 ppm), en ajoutant de l'eau, une émulsion de pétrole brut et de l'eau est produite. Le sel se dissout dans la phase aqueuse de cette émulsion. Ensuite, l'émulsion est re-séparée dans un dessaleur électrostatique, l'eau saline est déposée au fond et acheminée vers les usines de traitement appropriées, et le pétrole brut dessalé est pompé pour distillation.

La réfraction de l'émulsion se produit à des températures élevées d'environ 130 ° C afin de réduire la viscosité du brut et des tensions d'environ 20 kV. Travailler à haute pression empêche les substances volatiles de s'évaporer pendant cette étape du processus. L'émulsion d'huile et d'eau peut également être dissociée en ajoutant des produits chimiques appropriés, appelés désémulsifiants.

Première transformation (distillation du pétrole brut)

Après le dessalage, le brut est chauffé en deux étapes. Le préchauffage est effectué dans des échangeurs de chaleur en récupérant la chaleur du produit expiré. Le préchauffage maximum est effectué par des fours allant jusqu'à environ 400 ° C. L'huile chauffée est purifiée par rectification dans une colonne atteignant 50 m de haut. Séparé dans ses composants. Le brut entre dans la colonne par un courant diphasique (gazeux / liquide).

Le profil de température baisse vers le haut. Comme la température dans le puisard, c'est-à-dire dans la partie inférieure de la colonne, est plus élevée et que les composants légers ne peuvent pas se condenser, ils continuent d'augmenter sous forme gazeuse.

En haut de la colonne, essence et essence légère, appelée naphta, y compris kérosène, intermédiaire pour aéronef à turbopropulseur (à ne pas confondre avec le "carburant pour avion", l’AVGAS pour aéronef ottmotorenen), du carburant Diesel et combustibles légers (Chauffage au gasoil et au diesel - Stock) et dans la partie inférieure - la partie inférieure de la colonne - les déchets atmosphériques (en anglais: Long waste). Cette première rectification a lieu à la pression atmosphérique et est donc appelée rectification atmosphérique.

Le résidu est redistillé dans une autre colonne de rectification à basse pression (généralement ~ 20 mbar) pour le décomposer en d'autres produits (voir Distillation sous vide). La rectification sous vide est nécessaire car la longueur de chaîne des hydrocarbures à point d'ébullition élevé est supérieure et, à des températures élevées, supérieures à 400 ° C, ils ont tendance à se rompre thermiquement au lieu de se séparer par distillation. Les produits de la distillation sous vide sont le gasoil sous vide et le "résidu court".

Méthode de conversion et de mélange

Après le traitement primaire, divers procédés de finition sont utilisés pour éliminer les contaminants (soufre, azote) et améliorer la qualité des intermédiaires. Par la suite, les produits finis, tels que l’essence, le Jet A-1, le carburant diesel ou les carburants de divers composés / composants intermédiaires mélangés (réseaux), qui sont produits dans les processus de fabrication mentionnés ci-dessous.

Hydrotraitement

Les composants de la distillation fractionnée (naphta, distillats moyens, gazoles sous vide) sont encore riches en composés soufrés. Ceux-ci pourraient empoisonner les catalyseurs lors de traitements ultérieurs (reformage catalytique, voir ci-dessous). La combustion directe de produits non traités (mazout) produirait du SO 2 dommageable pour l'environnement. En hydrotraitement, les composants à désulfurer sont mélangés à de l'hydrogène et chauffés à environ 350 ° C. Le mélange chaud entre dans un réacteur rempli de catalyseurs au nickel, au molybdène ou au cobalt sur de l'alumine qui fait réagir l'hydrogène avec les composés du soufre, de l'azote et de l'oxygène pour produire de l'hydrogène sulfuré, de l'ammoniac et de l'eau.

Reformage catalytique

Le reformage catalytique vise à augmenter l'indice d'octane du naphta (intervalle d'ébullition ~ 70-180 ° C) et à produire des hydrocarbures aromatiques. De plus, l'hydrogène est obtenu en tant que produit utilisé dans les procédés d'hydrotraitement et d'hydrocraquage. Le reformage est effectué à environ 500 ° C et, selon le type de procédé, entre 3,5 et 40 bars. On utilise des catalyseurs bifonctionnels (platine-étain ou platine-rhénium, sur de l'oxyde d'aluminium chloré ou des zéolithes).

Dans les centres métalliques du catalyseur, les réactions d'hydrogénation / déshydrogénation sont de préférence effectuées, tandis que les sites acides catalysent les réactions d'isomérisation et de fermeture de cycle. Une réaction secondaire indésirable est la cokéfaction du catalyseur par des réactions de polymérisation et de déshydrogénation. Le coke est éliminé en le brûlant, puis en oxychlorant le catalyseur.

Isomérisation

Dans l’isomérisation, il y a des n-alcanes dans des iso-alcanes convertis dans le but d’améliorer l’octane ou de modifier le schéma de substitution de l’aromatique. Par conséquent, le méta-xylène dans les isomériza-xylène et p-xylène, étant donné que ceux-ci sont utilisés pour la préparation de l'anhydride phtalique ou du téréphtalate de diméthylose, il existe des catalyseurs similaires à ceux de la réforme catalytique utilisée. La réaction est effectuée à des températures plus basses, autour de 250 ° C et, pour empêcher la désactivation du catalyseur par cokéfaction, à une pression partielle modérée d'hydrogène d'environ 15 bars. En raison des conditions modérées comparées au processus de reformage catalytique, les réactions de craquage et de fermeture du cycle sont en grande partie supprimées.

D'autres procédés d'isomérisation font référence à la conversion du n-pentane en isopentane ou du n-hexane en isohexane (amélioration de l'indice d'octane, par exemple, procédé Hysomer, procédé PENEX).

Alkylation

En alkylation, on utilise des iso-alcanes (isobutane) et des alcènes (n - et iso -) en cours de catalyse acide pour former des iso-alcanes à haut indice de poids moléculaire élevé (C 7 -C 12). C'est ainsi que réagissent l'isobutène et l'isobutane. a. au 2,2,4-triméthylpentane (isooctane). Les réactifs sont mis à réagir dans la phase liquide dans un excès d’alcane avec de l’acide sulfurique concentré ou de l’acide fluorhydrique anhydre.

Le temps de résidence typique est d'environ 10 à 15 minutes. A partir de là, les phases liquides sont séparées par sédimentation des phases. Dans ce qu'on appelle l'iso-stripper, l'iso-Alcan est séparé et renvoyé au processus (recyclé). Le produit fini est appelé alkylate. Le procédé convient si la raffinerie utilise de la vapeur ou du craquage catalytique et peut donc fournir les produits de départ pour l'alkylation.

fissuration

Il existe trois principaux groupes de craquage: thermique, catalytique et hydrocraquage.

Lors du craquage thermique, il n’ya pas de catalyseurs. En conséquence, des résidus de distillation du pétrole peuvent être introduits, ce qui endommagerait le catalyseur lors du craquage catalytique en raison de sa teneur en métaux lourds et en soufre.

Quand visbreaker z. B. correspond au craquage des huiles lourdes résiduelles dans des temps de séjour modérés et à des températures voisines de 500 ° C afin de produire du diesel. Les performances du moteur diesel (et plus léger) sont d’environ 30% pour le brise-glace. La distillation ultérieure sépare les fractions volatiles.

Dans la cokéfaction différée, le coke de pétrole est récupéré par craquage thermique des résidus de la distillation sous vide. À cette fin, l'huile résiduelle est chauffée à environ 500 ° C et pulvérisée dans des chambres de cokéfaction, où elle est convertie en coke de pétrole, en hydrocarbures liquides et gazeux. Après la cokéfaction, le coke est séparé mécaniquement et éventuellement libéré des composés volatils dans des fours de calcination à des températures de 1200 ° C.

Toutefois, le naphta, le gas-oil ou de l'huile du gaz hydrogéné sous vide (hydrocire, hydrocraqués Bas) peuvent également être thermiquement craqué par craquage à la vapeur appelée éthène, le propène et des hydrocarbures aromatiques. produire

Lors du craquage catalytique, les silicates acides sont utilisés comme catalyseurs. Les produits de départ sont du mazout lourd atmosphérique ou du gaz sous vide. Les produits sont principalement des oléfines et des alcanes à chaîne courte.

Lors de l'hydrocraquage d'alcanes à longue chaîne, ils deviennent l'alimentation en hydrogène des alcanes à chaîne courte. À des pressions partielles d'hydrogène plus élevées, même les composés aromatiques sont hydrogénés et, par conséquent, des cycloalcanes sont générés. Le produit utilisé est principalement du gazole sous vide. La plupart des composés soufrés et azotés du réactif à hydrogéner entraînent des volumes importants d’H 2 S et de NH 3.

Méthode de Claus

L’hydrotraitement, l’hydrocraquage et la production nécessaire de gaz de synthèse à partir de pétrole lourd produisent des quantités considérables d’H 2 S, qui ne peuvent pas simplement être "brûlées". Dans le procédé Claus, le sulfure d'hydrogène résultant est brûlé de manière sous-stoechiométrique avec de l'oxygène atmosphérique dans un réacteur. Le SO 2 résultant est décomposé en H 2 S résiduel dans le soufre élémentaire et l’eau.

Une réaction initialement incomplète est réalisée à travers plusieurs étapes catalytiques à des températures plus basses pour compléter la conversion.

Dans un autre procédé (procédé WSA, acide sulfurique humide), l’acide sulfurique est produit directement à partir d’hydrogène sulfuré.

Protection de l'environnement, sécurité du travail et sécurité des installations

Les équipements de traitement, les réservoirs de stockage et les systèmes de tuyauterie sont soumis à de nombreuses mesures de sécurité. L’objectif de la sécurité des installations et de la prévention des accidents est de prévenir les perturbations et de limiter les effets des perturbations qui se produisent encore sur les personnes et l’environnement.

Les installations de production, de stockage et d’extraction du pétrole brut et de ses dérivés nécessitent une autorisation en Allemagne conformément à la loi fédérale sur le contrôle de l’immission. Cela nécessite que les installations soient construites et exploitées conformément à l'état de la technique. De plus, les normes techniques applicables doivent être respectées. Les exigences relatives à la gestion des substances polluantes dans l'eau découlent de la loi sur les ressources en eau.

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Dernier examen: 30 octobre 2018

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