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UNIVERSITE DE KASDI MERBAH OUARGLAFACULTÉ :Science appliquée

Département :Génie des procédés

Niveau :Deuxième année master

MEMOIRE

De fin d’études pour l’obtention du diplôme de MASTER

OPTION : Ingénierie du gaz naturel

Présenté par :

GHENDIR Sabri SAYAH LEMBAREK Salah

Soutenu publiquement le:

Devant le jury composé de :

Mme. Maître. GHDAMESI Rabha Univ. Ouargla Président

Mmle. Maître. BOUZIANE Khadidja Univ. Ouargla Examinatrice

Mmle. Maître. RAHMOUNI Soumia Univ. Ouargla Examinatrice

Mmle.

Mr.

Maître. CHAIB Hadjia

Maître. NAMLI Abd elazize

Univ. Ouargla

DP .Gassi Touil

Rapporteur

Rapporteur

U.K.M OUARGLA 2015/2016

Optimisation des paramètres de fonctionnement dudébutaniseur (unité P(10))au niveau de champ Gassi touil

IU1

DédicaceJe dédie ce modeste travail aux deux êtres qui mesont très chers dans cette vie, à savoir mon père etma mère. Je lui dis merci papa du fond de moncœur pour ton éducation, ton sacrifice, tonassistance et pour ce que tu m’as fait et qui m’apermis d’avoir cette réussite et ce bonheur.Je te dis merci et mille fois merci maman pour tapatience, ton courage et ton sacrifice pour moi. A mes amis Maamar , Bachir, ,baddri,Ridha ,

Mansour A mes amis Linda, kaouthar et lobna. Corolla

D4D A tout ma famille et mes cousins, copains de

moheddin ,belkacem et Toufik , Belkhir. A mes amis de Gassi touill : abd elmajid31,

Rabah 09.abd Malek ,abd elali , elhafdhe . A toute ma promotion de l’université et

surtout gènes gaz Natural .

Sabri & Salah

Bibliographie

Bibliographie[1] P.WUITHIER : « Pétrole : Raffinage et génie chimique »,Tome II.Ed technip, Paris

1972.

[2] ANGLARET-KAZMEIRCZAK : « Technologie génie chimique »,Tome I.1997.

[3] A.ROJEY : « Le gaz naturel : production, traitement et transport »,1994.

[4] Manuels opératoires de l'unité de traitement de gaz CPF ( Gassi Touil ).

[5] J.P.WAUQUIER :Procèdes de séparation, Edition technip 1998- Paris

[6] R.ABDOULLAEV, V.KOSSIAKOV: Théorie et calcul de rectification des mélanges

complexe. (BOUMERDES – 1977)

[7] SONATRACH GASSI TOUIL PROJECT - DOC. TITRE : CAUSE EFFECT

CHARTS FOR FIRE PROTECTION SYSTEM

[8] A.SKOBLO, I.TRIGOUBOV, N.EGOROV :« Méthodes et appareils de l'industrie du

pétrole. » Edition « Etudes supérieure. » MOSCOW

[9] Revue Sonatrach :Rapport annuel 2010

[10] http://www.banque-pdf.fr/fr_traitementde-gaz-naturel.html

[11] www.techniques-ingenieures.fr

[12] www.futura-science.com

[13] www .energie-gaz .dz

Chapitre II Présentation de la région de Gassi touille

22

II.1. Situation géographique :La région de GASSI-TOUIL est à vocation pétrolière et gazière, Située à 1000 km au

Sud-Est d’Alger ; à 15O km au sud de HASSI MESSAOUD, à une altitude de 30° 31' 0"

nord et à une longitude de 6° 28' 7" est, l’altitude moyenne est 200m environ ,il s’étend sur

une superficie d’environ 170 km de long et 105 km de large, dans une région à caractère

désertique sujette aux tempêtes de sable et aux éclaires , les effets de neige et le séisme ne

sont pas à envisager et les conditions climatiques les plus importantes sont :

Température de l’air : -5 °C min, (sous abri en hiver) et +55 °C max, (sous abri en été).

Humidité relative : 10% min. et 75% max.

Pluviométrie/gelée : 20mm en 24 heures avec possibilité d’orages violents, fréquentes

gelées en hivers.

Vents : violents et souvent accompagnés de sable (180 km/h à 10 m au dessus du sol avec

une direction Nord-Est/Sud-Ouest).

Figure 8 : Localisation de région Gassi Touil

II.2.Historique et découverte du champ de GASSI TOUIL :Le champ de Gassi Touil a été découvert en 1961 par le forage de GT1.

Ce forage a mis en évidence la présence de gaz dans les réservoirs des Trias supérieur et

inférieur ; il a fallut attendre le forage de GT3 , implante sur le flanc Est de la structure , pour

découvrir de l’huile dans le Trias inférieur à une profondeur de 2100m ,soit-1891 m absolu.

Le forage de GT4 a aussi montré que le Trias intermédiaire était imprégné d’huile dans cette

zone à une profondeur de 2020 à 2037m.


23

Le développement de ce champ a été poursuivi très rapidement durant les deux années suivant

ou par moins de 30 puits ont été forés et mis en exploitation Depuis, le forage de nouveaux

puits a continué jusqu’en 1974, pour délimiter les contours du gisement.

Le réservoir est formé par complexe Argilo Gréseux du trais qui présente horizons

producteurs, séparés par des couche d’argile discontinues , plus ou mois imperméables, de

sorte qu’ils se comportent comme indépendant :

Le trias Argilo Gréseux Supérieur T A G S

Le trias Intermédiaire

Le Trias Argilo –Gréseux Inférieur (T A G I)

Les Installations de Surface du Projet Gassi Touil permettront la collecte, le traitement et

l’exportation des volumes de gaz extraits des gisements de gaz naturel . Le nombre total de

puits forés est 167 puits :

Tableau 03: Les principaux champs de la région de Gassi Touil(GTL)

Les gisements de Gassi Touil renferment du gaz humide à différentes profondeurs et sous

différentes pressions et ne contenant pas de H2S (hydrogène sulfuré).

Le nombre total de puits du Projet Gassi Touil est estimé à 54, dont 30 déjà en place. Les

activités de forage associées à ce Projet n’entrent pas dans le cadre de cette Etude de Dangers.

Les principaux objectifs des Installations de Surface du Projet Gassi Touil sont de produire du

gaz brut à partir des gisements des champs de Gassi Touil cités ci-avant afin d’en extraire du

GPL (Gaz de Pétrole Liquéfié), du condensat et du gaz résiduaire.

Les installations suivantes sont prévues pour le développement du Projet :

- Le Réseau de collecte de gaz reliant tous les puits à l’usine CPF

L’usine des Installations Centrales de Production (CPF – Central Processing Facilities)

conçues pour traiter 12 millions de mètres cubes de gaz humide par jour


24

- Les installations hors usine (off site)

- Les utilités de l’usine CPF

- Les bâtiments.

II.3. Les installations pétrolières et gazières du site de Gassi TouilElles se composent de deux centres :

La nouvelle installation (CPF traitement de gaz).

L'ancienne installation (Unité de traitement de la brute).

II.3.2. Projet CPF (Central Production Facilites 2014)

II.3.2.1. Description de la nouvelle unité de traitement du gaz

La nouvelle unité de traitement de gaz CPF (Centre Production Facilites)de Gassi Touil a été

inaugurée lundi 24Février 2014 par le ministre de l'Energie et des Mines, Elle est conçue

pour traiter 12 millions de mètres cubes de gaz par jour provenant des champs de gaz pour

fournir aux stations de ré-compression.

La capacité de fonctionnement de l’usine CPF est comprise entre 30% (3,6 millions de mètres

cubes de gaz par jour), et 110% (13,2millions de mètres cubes de gaz par jour) de sa capacité

de base. 13

II.3.2.2Description du procédé :

Le gaz humide avec l’eau de production venant du Champ de Hassi Touareg (115 HT)

et du Champ de Gassi Touil (115 GT) est reçu au slug catcher BP (G01-VL-20-101) et est

comprimé à 71 barg dans le compresseur booster de gaz BP (G05-KA-23-101 A/B et 102

A/B).

Les gaz humides venant du Champ de Toual (115 TOU), du Champ de Rhourde el Khlef (115

REK), du Champ de Nezla (115 NZ), du Champ de Gassi el Adem (115 GEA) et du Champ

de Brides (115 BR) sont collectés et reçus au slug catcher HP (G01-VL-20-201).

Les gaz humides provenant du compresseur booster de gaz BP (G05-KA-23-101 A/B et 102

A/B) et du slug catcher HP (G01-VL-20-201) sont combinés et sont envoyés à l'unité de

récupération de GPL (G11).

Le condensat humide provenant des deux slug catchers est envoyé vers l'unité de

stabilisation/débutanisation (P10). Le GPL récupéré et le condensat stabilisé sont envoyés

respectivement vers le stockage de GPL (31G) et le stockage de condensat (31C).

Le GPL et le condensat produits provenant du stockage (31G et 31C) sont mesurés au

niveau du système de comptage (36G et 36C) et sont expédiés par les canalisations de

transport de SONATRACH vers d'autres installations en Algérie.


25

Le gaz résiduel provenant de l'unité de récupération de GPL (G11) est comprimé dans le

compresseur de gaz résiduel entraîné par une turbine à gaz (G50-KA-27-101A/B) via le

compresseur-expandeur (G11-KA-32-201), puis le gaz résiduel est mesuré au niveau du

système de comptage (16V) et est expédié vers la canalisation du réseau national existant en

tant que gaz de vente.

Figure 09 : Le procédé général du CPF

Développement futur :Le développement futur au sein des installations centrales de traitement (CPF) comprend

les unités suivantes : Usine AGRU (unité d'élimination de CO2 pour HQ Brides)

Unité de déshydratation pour HQ Brides

Compression de CO2, déshydratation et comptage

Unité d'échangeur d'ions

Stockage d'eau déminéralisée (capacité nette de fonctionnement : 70 m3)


26

III.3.2.3. Différents zones d’usineCette nouvelle station dont le démarrage est très récent comporte plusieurs zones ou

les équipements varie en fonction du rôle de ces dernières détaillé comme suite.

III.3.2.3.1. Zone d’admission (G01)

Cette zone est représentée dans la figure 10 est conçue pour séparer le gaz brut

arrivant de déférents champs GTL. Le gaz brut ayant une pression de 70bars des champs de

NEZLA, TOUAL et RHOUD ELKHLEF, est acheminé à travers 03 lignes. Il subit une

séparation primaire dans les séparateurs à haute pression HP.

Le gaz brut à basse pression 28 bars des champs de HASSI TOUARG, et GASSI TOUIL, est

véhiculé par 02 lignes. Il subit une séparation primaire dans le séparateur basse pression BP

Figure 10 : Procédé de l’unité G01

II.3.2.3.2. Zone Boosting (G05)Cette zone est présentée dans la figure 11 contient deux trains à moto-compresseurs à

double étages pour chacun dans le but de comprimer le gaz jusqu'à une pression égale à 70 bars.

Pour le 1er train le gaz venant de ballon de détente HP à une pression de 28 bars sera envoyé vers

le 2ème étage à cause de sa pression déjà élevé.


27

Cependant en cas de chutes de pression au niveau des puits dans le future le gaz donc sera

envoyé avant vers le 1er étage et non pas le 2ème.


Pour le deuxième train le gaz BP passe directement au premier étage puis vers le deuxième

vue sa faible pression 12 bars.

Le gaz sortant de séparateur HP et la zone de boosting est envoyé vers la zone G11.

III.3.2.3.7. Zone de traitement de gaz et récupération de GPL (G11)

Cette zone a pour rôle de traiter le gaz brut avec une pression 70bars à travers

déférentes phases pour obtenir du gaz sec et un mélange liquide (GPL et condensât). Elle est

composée essentiellement des équipements suivants (Filtre, démercuriseur, le turbo-

Expander, absorbeur, échangeurs, compresseur centrifuge de régénération et déethaniseur

sans oublier l’équipement qu’on a étudié : le sécheur autrement dit le déshydrateur).


28


II.3.2.3.3. Zone de compression du gaz résiduel (G50)

L’unité présentée dans figure (III.7) comporte deux trains de procédé identiques ou

chaque train comporte un compresseur de gaz résiduel entraîné par une turbine à gaz semi-

géante avec un système de réchauffage d’huile et un système d’airo-réfrigération.

Figure 13 :Procédé de l’unité G50

Cependant en cas de chutes de pression au niveau des puits dans le future le gaz donc sera

envoyé avant vers le 1er étage et non pas le 2ème.

Pour le deuxième train le gaz BP passe directement au premier étage puis vers le deuxième

vue sa faible pression 12 bars.

Le gaz sortant de séparateur HP et la zone de boosting est envoyé vers la zone G11.


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II.4.Unité de stabilisation du condensat/débutanisation (P10) :

Figure 14 : Unité de stabilisation condensat et de récupération GPL

II.4.1.Description du système :Le condensat d'hydrocarbures récupéré provenant du ballon de détente de condensat

du slug catcher HP (G01-VD-20-201) est pompé vers l’unité de la colonne de stabilisation de

condensat/débutaniseur (P10) à l'aide de la pompe à condensat du slug catcher HP (G01-PA-

20-201A/B), le condensat passe par le filtre d'alimentation en condensat (G01-VJ-20-

201A/B) et le coalesceur d'alimentation en condensat (G01-VJ-20-202) avant d'entrer dans

l'unité P10.

La charge liquide passe ensuite par le côté calandre du préchauffeur de charge de la colonne

de stabilisation (P10-GA-21-101 A/B) où elle est chauffée par le produit de condensat

provenant du côté tubes du préchauffeur de charge du débutaniseur (P10-GA-21-103) et est

ensuite envoyée vers la colonne de stabilisation (P10-CB-21-101) pour éliminer les fractions

légères comme le gaz combustible.

Le gaz de tête de la colonne de stabilisation provenant de la colonne de stabilisation

(P10-CB-21-101) est acheminé vers le système de gaz combustible BP (410) comme source.

Le gaz de tête de la colonne de stabilisation peut être également envoyé vers la zone du

compresseur booster (G05) pour re-compression via la régulation à plage fractionnée du 21-

PIC-1005.

Le rebouilleur de la colonne de stabilisation (P10-GA-21-102) enlève toutes fractions légères

présentes dans le liquide de fond. L'huile chaude est utilisée comme fluide chauffant dans le


30

rebouilleur, son débit (21-FIC-1003) est commandé par le régulateur de température (21-

TIC-1011) à travers une boucle en cascade.

Le liquide stabilisé provenant du fond de la colonne de stabilisation (P10-CB-21-101)

entre dans le plateau de tête de la section stripping du débutaniseur (P10-CC-21-101) comme

charge. De même, le liquide récupéré provenant du fond du dééthaniseur (G11-CC-32-201)

dans l'unité de récupération de GPL (G11) est envoyé, après être passé par le côté calandre du

préchauffeur de charge du débutaniseur (P10-GA-21-103), vers le débutaniseur (P10-CC-21-

101) pour séparer le GPL et le condensat.

Le rebouilleur du débutaniseur (P10-GA-21-104) enlève toutes les fractions légères présentes

dans le liquide de fond. L'huile chaude est utilisée comme fluide chauffant dans le rebouilleur,

son débit (21-FIC-1006) est commandé par le régulateur de température (21-TIC-1023) à

travers une boucle en cascade.

Le GPL on-spec, après être passé par le condenseur de tête du débutaniseur (P10-GC-21-101)

et le ballon de recette de tête du débutaniseur (P10-VA-21-101), est pompé par la pompe de

reflux du débutaniseur (P10-PA-21-101A/B) vers les sphères de stockage de GPL on-spec

(31G-RD-33-101A/B).

Le GPL off-spec, si produit à cause d'un fonctionnement anormal, doit être détourné

vers la sphère de stockage de GPL off-spec (39G-RD-33-101) par la pompe de reflux du

débutaniseur (P10-PA-21-101A/B). Le GPL off-spec est envoyé vers le ballon de détente de

condensat du slug catcher HP (G01-VD-20-201) dans l'unité (G01) pour retraitement.

Le condensat on-spec est acheminé vers les réservoirs de stockage de produit de condensat

(31C-RA-35-101A/B) après être passé par le côté tubes du préchauffeur de charge du

débutaniseur (P10-GA-21-103), le côté tubes du préchauffeur de charge de la colonne de

stabilisation (P10-GA-21-101 A/B) et le refroidisseur de transfert de condensat type

aérorefrigerant (P10-GC-21-102).

En cas de production de condensat off-spec, ce dernier doit être dévié vers le

réservoir de condensat off-spec (39C-RM-35-101). Le condensat off-spec est renvoyé vers le

ballon de détente de condensat du slug catcher HP (G01-VD-20-201) pour retraitement.

II.4.2.Stockage et Expédition : Produit GPL :

Le GPL produit est un produit liquide de tête de la colonne P10-CC21-101 . le produit

conforme aux spécifications est stocké dans les 2 sphéres 31G-RD-33-101A/B de capacité

unitaire de 500 m3 pour chaqu’une à 16.8 barg et 62 °C .


31

Le GPL hors spécifications est stocké dans la sphère 39G-RD-33-101 de capacité de 500 m3 ;

à 17.2 barg et une température de 60.8 °C .

Le GPL non conforme est refoulé par l’une des pompes 39G-PA-33-101A/B vers G01-VD-

20-201 ( slug cutcher HP ; condensat flush drum ) pour retraitement .

à noter que le GPL est expédie vers HEH à l’aide des pompes suivantes 31G-PA-33-101A/B

Produit condensat :Le condensat on-spec en provenance de P10-GC-21-102 à 1 barg effectifs et 60°C est

stocké dans les bacs à toits flottants 31C-RA-35-101A/B de capacité unitaire de 4000 m3 à

60°C et pression atmosphérique ; alors que le condensat hors spécifications est stocké dans

le bac à toit fixe 39°C-RM-35-101 de capacité de 3000 m3 à 29.5°C et 0.4 barg .

Ce condensat off-spec :

si il répond au conformité sera mélangé avec celui des bacs on-spec à travers les pompes 39C-

PA-35-101A/B et 39C-PA-35-102A/B par la suite vers HEH.

sinon le condensat vas être refoulé vers G01-VD-20-201 ( slug cutcher HP ; condensate flush

drum ).

II.5.Procédure du démarrage initial :Avant d’introduire des hydrocarbures dans la zone de l'usine, tous les équipements de lutte

contre l'incendie et de sécurité doivent être prêts à fonctionner.

Vérification de la construction

Préparation des équipements spécifiques

Essai de pression

Purge de l'usine :

La purge consiste à enlever l'air des équipements et tuyauteries avant l'introduction des

fluides du procédé dans le système. La purge peut être effectuée par deux méthodes

différentes : Purge continue ou purge par pressurisation-dépressurisation.


32

Figure 15:Diagramme de démarrage initial

II.6.Démarrage normal :La procédure de démarrage est présentée brièvement ci-dessous :

(1) Vérifier que toutes les activités de pré-démarrage ont été finalisées.

(2) Mettre en service l’électricité dans l'usine.

(3) Démarrer le système de commande.

(4) Établir la pression du système d'air instrument.

(5) Établir le système d'azote.

(6) Établir le système d'eau.

(7)Inertage.

(8) Établir le fonctionnement du système de gaz combustible HP.

(9) Établir le fonctionnement du système de gaz combustible BP.

(10) Établir le fonctionnement des systèmes de torche et de vidange.


33

(11) Établir la circulation et le fonctionnement du système d'huile chaude.

(12) Démarrer les puits.

(13) Pressuriser les unités avec le gaz brut et le gaz de vente introduit depuis le pipeline.

(14) Effectuer la procédure de rodage du compresseur de gaz résiduel sous la supervision d'un

représentant du fournisseur.

(15) Démarrer le compresseur de gaz résiduel et établir la circulation de gaz à travers toute

l'unité cryogénique et le recyclage de l'usine.

(16) Démarrer la récupération de chaleur.

(17) Démarrer la séquence de régénération-déshydratation et sécher le système de tamis

moléculaire.

(18) Balayer plusieurs volumes de gaz à travers l'unité cryogénique pour le séchage. Vérifier

que le gaz est suffisamment sec (point de rosée).

(19) Démarrer le système d'injection d'inhibiteur de corrosion.

(20) Introduire le gaz d'alimentation dans les slug-catchers.

(21) Démarrer le compresseur booster.

(22) Réfrigérer l'unité cryogénique (par le fonctionnement de la vanne JT).

(23) Établir le fonctionnement du système de récupération de produit liquide dans les unités

de stabilisation et de débutanisation.

(24) Démarrer le compresseur-expandeur

(25) Établir le fonctionnement du système de stockage.

(26) Établir les systèmes de comptage de gaz résiduel et d'expédition de produit.

(27) Régler précisément le fonctionnement de l'usine.

II.7.Arrêt programmé :Un arrêt normal de l'usine est un arrêt ordonné des systèmes du procédé, habituellement bien

programmé à l'avance et destiné en général à l'entretien, au contrôle et à d'autres interruptions

d'exploitation ou en cas d’événements inattendus qui ne sont pas de nature urgente.

L'opérateur doit se coordonner avec les fournisseurs des utilisateurs en amont et des

utilisateurs en aval pour minimiser les variations de pression dans la canalisation.

Pendant l'arrêt normal, la séquence suivante se déroulera :

(1) Réduire le gaz d'alimentation provenant de la ligne principale.

(2) Arrêter séquentiellement les puits correspondants. Pour le détail de l'arrêt des puits.

(3) Arrêter les compresseurs (G05-KA-23-101/102), les pompes (G01-PA-20-101/201) et les

aérorefrigerant(G05-GC-23-101/102).


34

(4) Si l'arrêt est destiné à l'entretien, isoler l'usine ou la partie de l'usine concernée à l'aide des

SDV, ESDV, etc.

(5) Dépressuriser l'usine ou la partie de l'usine en utilisant les lignes d'évent vers la torche

commune et effectuer la purge au besoin avant de réaliser l'entretien.

(6) L'opérateur peut, à sa discrétion, déterminer l’ampleur de la vidange, de la mise à l'évent

et de la purge nécessaires selon le motif et la durée de l'arrêt

II.8.Procédure d’arrêt d’urgence :L’arrêt d’urgence peut être causé soit par :

un accident mécanique.

rupture des lignes d’un appareil entraînant l’incendie,

défaut d’une utilité essentielle.

Défaillance de la canalisation nationale.

Déclenchement de l'expandeur et fonctionnement de la vanne JT.

Description générale des systèmes DCS et ESD :Système DCS :Le DCS (système de contrôle distribué) assurera les fonctions de commande et de

surveillance des installations.

Il effectuera la commande de régulation et de séquence de base, les verrouillages du procédé,

la surveillance du procédé, la gestion des alarmes, les calculs, l'archivage de données, le

reporting.

Système ESD :Le système ESD (arrêt d’urgence) est prévu pour garantir, en cas de perturbation du

procédé, d'incendie, de pannes d'un équipement ou de toute autre circonstance potentiellement

dangereuse, que les parties appropriées de l'usine pourront être arrêtées, isolées et/ou

dépressurisées de manière contrôlée, minimisant ainsi le risque des dommages consécutifs ou

l'aggravation d'un incident. Le système permet de façon fiable l'arrêt manuel ou automatique

dès détection d'une condition anormale.

Chapitre III Théorie de la Rectification

35

III.1 IntroductionSi on vaporise un mélange complexe ou qu’on condense leurs vapeurs, on obtient

respectivement une vapeur plus riche et un liquide plus pauvre en constituants les plus

volatils. Bien que l’opération simple permette d’enrichir la vapeur en constituant les plus

volatils, elle ne peut pas conduire à un degré de séparation raisonnable. C’est par une

vaporisation fractionnée qu’on peut obtenir un liquide ou une vapeur de composition voulue,

encore que la fraction obtenue soit négligeable par rapport à la quantité de liquide de départ ;

cette solution n’est donc satisfaisante que d’un point de vue purement qualitatif. On ne peut

pas obtenir une séparation complète des constituants puisqu’au cours de l’opération

d’importantes quantités de vapeur et de liquide de titres différents seront éliminées.

Afin d’obtenir une séparation quantitative des constituants d’entre eux, on doit recourir à la

rectification.

III.2 Définition de la rectification :La rectification est un procédé physique de séparation d’un mélange en constituants

pratiquement purs de compositions désirés, et cela par des échanges de matière et d’énergie

entre deux phases circulant à contre-courant dans un appareil appelé (colonne de

rectification).

La rectification est une distillation fractionnée, autrement dite qualitative, et cette

augmentation de qualité par rapport à la distillation est due au placement soit des garnissages

soit plateaux à l’intérieur de la colonne, par conséquent il y’a augmentation de la surface de

contact qui implique l’augmentation de degrés de pureté.

Figure 16: Schéma simplifié de la rectification


36

III.3 description de la colonne de rectification :La colonne de rectification est un appareil cylindrique vertical composé d’éléments

d’échange de matière appelés « plateaux » superposés de façon à obtenir la séparation la plus

efficace entre deux phases (liquide et vapeur). Elle est généralement très élancée ; sa hauteur

dépond du nombre de plateaux conçus et de la charge à séparer. La forme et le nombre de

plateaux déterminent la qualité du produit traité.

La colonne de rectification permet de séparer un mélange en deux ou plusieurs produits qui

sont soit des corps purs, soit des mélanges comportant moins des constituants que le mélange

initial. Elle estcomportent trois zones :

Zone de flash ou d’alimentation : (où la charge est flashée) où l’alimentation est introduite

à l’état vapeur, liquide ou bi-phasique (selon la température de la charge).

Zone de rectification : où les deux phases s’enrichissent en éléments correspondants

(la phase vapeur en éléments légers, la phase liquide en éléments lourds).

Zone d’épuisement : où est corrigée la composition du liquide en éléments légers.

La colonne est munie à sa base d’un rebouilleur et à son sommet d’un condenseur. Elle

comporte à l’intérieur des éléments de contact, plateaux ou garnissage, dans lesquels

s’effectue l’échange de matière, grâce à ces dispositifs une circulation du liquide et de la

vapeur s’établit dans la colonne ce qui met en évidence l’existence d’un transfert de matière.

En haut de la colonne on évacue continuellement du condenseur un distillat et en bas on

soutire du rebouilleur un résidu dont la somme des débits est égale au débit de l’alimentation.

La quantité de la matière échangée dépend de la concentration initiale et finale, des pressions

partielles, de la surface de l’élément (plateau) et de la nature de l’écoulement (vitesse). Le

calcul de rectification exige la connaissance :

Des compositions des phases avant tout échange

Des compositions des phases après l’échange de matière.


37

III.4 Principe de fonctionnement d’une colonne de rectificationLe dessin schématique de la colonne est représenté sur la figure ci-dessus :

La charge est admise à la partie médiane de la colonne. Elle peut être admise sous forme de :

Liquide (e0=0) :l’alimentation doit être introduite dans la partie supérieure de la colonne.

Vapeur (e0=1) : l’alimentation doit être introduite dans la partie inférieure de la colonne.

Mélange liquide-vapeur (0<e0<1) : l’alimentation doit être introduite dans la partie médiane

de la colonne.

Chaque plateau (le plateau de rang n, par exemple) permet un contact entre la vapeur Gn-1

montant vers ce plateau et le liquide Ln+1qui en coule. A la suite du contact il se produit une

modification des compositions des phases, la vapeur s’enrichissant en corps les plus volatils et

le liquide en corps les moins volatils.

La vapeur Gnqui monte du plateau de rang ‘n’ est plus riche en corps les plus volatils que la

vapeur Gn-1, tandis que le liquide Lnest plus riche en constituants les moins volatils que le

liquide Ln+1. La vapeur Gn arrive sur le plateau immédiatement au-dessous, et liquide vient

sur le plateau immédiatement au-dessus.

Ces échanges se poursuivent jusqu’à ce que la vapeur en haut de la colonne et le liquide en

bas atteigne les concentrations imposées ou titres extrêmes. Comme on a noté plus haut,

l’échange entre les flux ne s’effectue que si le liquide de Ln+1 et la vapeur Gnse trouvant à un

même niveau ne sont pas en équilibre. Si la pression à l’intérieur de la colonne est constante,

Figure 17 :Colonne de rectification-01-


38

cette condition est réalisée pour autant que la température du liquide Ln+1 soit inférieure à la

température de la vapeur Gn, c’est –à- dire, si la température diminue de plateau en plateau

suivant le mouvement de la vapeur.

La sectionde rectification de la colonne situéeau-dessus de l’endroit par où se fait

l’alimentation, et la sectiond’épuisement situéeau-dessous de l’alimentation.

Ces tronçons de la colonne ou rectifieur servent à réaliser la même opération. Pour que la

rectification puisse se dérouler normalement on enlève par un moyen quelconque une partie

de la chaleur Qcen tête de la colonne. Ceci provoque la condensation d’une fraction de la

vapeur de tête. Le condensât ainsi formé reflue de plateau en plateau vers le tronçon

d’épuisement. En bas de la colonne s’effectue l’apport de chaleur Qr; cette partie de la

colonne appelée rebouilleur émet en permanence un flux de vapeur qui monte vers le haut.

III.4.1 Bilan matière de la colonne de rectificationA- Bilan matière globale

Admettons les symboles suivants :

F, D, R : respectivement, le débit de la charge, du distillat et du résidu [Kmole/h].

X′L, X′D, X′R: fractions molaires du constituant ’i’ respectivement dans la charge, dans le

distillat et dans le résidu.

Les bilans matières pour la colonne entière et pour le constituant ‘i’ quelconque s’écrivent:

F = D + R …………………………………………………......... (III.1)F. X′F, i = D.X′D, i + R .X′R ,i......................................................... (III.2)

B- Bilan matière de la zone de rectificationGv = Lv + D .............................................................................. (III.3)

Avec :Gv: débit molaire de vapeur entrant la section de rectification.

Lv: débit molaire du liquide traversant la section de rectification.

Figure18:Zone de rectification


39

Donc

Gv.Y’v,i =Lv.X′,i + D.X′D, i .............................................................(III.4)

La résolution de cette équation par rapport à Y′v,i, donne l’équation de concentration

(opératoire) de la zone de rectification :

Y′v.i=m.Xi+ (1-m)X′D,i..….............................................................(III.5)

Y′v.i=Rf/(Rf +1).X’i+(1/(Rf+1)).X’D,i…………………………….(III.6)

Avec :

m= Lv / Gv = Rf / (Rf +1) ...............................................................(III.7)

Où : Rf= Lv/D : est le taux de reflux.

C- Bilan matière de la zone d’épuisement

LA= GA+ R……............................................................................ (III.8)LA.XA,i = GA.Y′A,i+ R.X′R,i ………………………....................... (III.9)

Où :GA: débit molaire de vapeur traversant la section d’épuisement

LA: débit molaire du liquide traversant la section d’épuisement[mol/h]

La résolution de l’équation (III.9) par rapport à Y’ A,ipermet d’obtenir l’équation de

concentration (opératoire) de la zone d’épuisement.

X′A,i = (1 /m′).Y’A,i + ((m′-1) /m′) X′R,i ........................................(III.10)

Y’A,i=[(rb + 1)/ Rb].X’A,i-(1/Rb).X’R,I … ………………………..(III.11)

m′= LA / GA = (Rb + 1)/ Rb…………………...…………..……...(III.12)

Figure19:Zone d’épuisement


40

Où :

Rb = GA/R : est le taux de rebouillage.

D- Bilan matière de la zone d’alimentation

Il y a lieu de procéder au bilan matière de la zone d’alimentation .On a donc le bilan

matière effectué juste au-dessus du plateau supérieur de la zone d’épuisement.

Lm = Lk+ L0= Gk+ R………………………………………....…..(III.13)

Lm. X′ m,i = Lk.X’k,i+ L0.X’0,i ……………………… ..…….….....(III.14)

Lm. X’m,i =GK .Y’K,I + R. X’R,i……………………………..…..... (III.15)

De même, la vapeur Gmqui alimentant la zone de rectification est la somme de vapeur Gket

de la vapeurG0. Ainsi, le bilan matière effectué juste au-dessous du plateau inférieur de la

zone de rectification donne :

Gm =Gk + G0 =Lk+D…………………………………………..…(III.16)

Gm..Y’m,i=LK .X’k,i +D.Y’D,i …………………………….....……(III.17)

Gm..Y’mi = G0 . Y’0i +Gk. Y’ki …………………………..…...…..(III.18)

III.4.2 Choix de la pression dans la colonneQuelle que soit la complexité du mélange à séparer, le choix de la pression est avant tout

un problème économique. On sait qu’à faible pression la sélectivité de la séparation sera

meilleure et que l’on évitera l’altération thermique des produits. Mais, en contrepartie, à faible

pression il faut condenser à basse température les vapeurs de tête pour obtenir le reflux

liquide à sa température de bulle. C’est donc le choix du fluide réfrigérant qui va imposer la

pression dans la colonne. Généralement, on utilise une source froide bon marché et abondante

(eau douce ou eau de mer et air) qui permet d’obtenir un condensât à 30-45 °C environ.

La pression dans la colonne sera alors au moins égal à la pression de bulle à ces

températures.

Si la température de condensation des vapeurs du distillat à la pression atmosphérique est

supérieure à celle de l’eau (ou l’air), la rectification s’effectue généralement à une faible

pression effective. Cet excès de pression est nécessaire pour vaincre les résistances des

plateaux, des conduites, du condenseur …etc.

Si la température de condensation des vapeurs du distillat à la pression atmosphérique est

plus basse que celle de l’eau (ou l’air), la colonne doit fonctionner sous hautes pressions pour

que la condensation des vapeurs du distillat puisse être réalisé par réfrigération ordinaire (à

l’aide de l’eau ou de l’air).


41

Lorsque le distillat est constitué de constituants très légers, il est nécessaire (car à la

température ordinaire on se trouve au-dessus de la température critique du distillat) de faire

appel à une réfrigération artificielle (utilisation d’une machine frigorifique) pour travailler à

basse température quelque soit la pression de service.

La température de la condensation totale des vapeurs du distillat doit être prise de 15 à

20°C plus grande que celle de fluide réfrigèrent, ainsi la pression Pb dans le ballon de reflux

est déterminée d’après l’équation d’isotherme de la phase liquide.

Ki.X’i=1………………………………………...…………….…(III.19)

La pression au sommet, au fond et dans la zone d’alimentation de la colonne sera

respectivement :

Ps = PL - ΔP1………………………………………………….…(III.20)

Pf = PL + ΔP2……………………………………………..……..(III.21)

Où :

Δ P1 = (0,1 ÷0,4) atm: Perte de charge due aux résistances des conduites et du condenseur

Δ P2 = (0, 3 ÷0,5) atm: Perte de charge due aux résistances des plateaux

Par conséquent, la pression de la zone d’alimentation sera :

PL= (Ps+Pf)/2 …………………………………….…………..… (III.22)

III.4.3Régime de température de la colonneA la pression de service PS (Pression au sommet de la colonne) et en utilisant

l’équation d’isotherme de la phase vapeur, on détermine par approximations successives la

température au sommet de la colonne.

(Y′Di / Ki) = 1 …………………………………..………...……. (III.23)

A la pression Pf, en utilisant l’équation d’isotherme de la phase liquide. La température au

fond de la colonne (dans le rebouilleur) doit être calculée comme la température de bulle de

résidu (par approximations successives).

∑ Ki. X’R,i= 1 ……………………………………………..…… (III.24)

Et pour la température de la charge, elle peut être déterminée en trois cas :

1-Si elle est à l’état liquide, on utilise l’équation suivante :

∑ Ki. X’F,i= 1 ….…………………………..…………..…....….. (III.25)

2-Si elle est à l’état vapeur, on utilise l’équation suivante :

∑(Y’Li/Ki) = 1 ….…………………………………………..…..(III.26)


42

3-Si elle est à l’état liquide-vapeur, on utilise l’équation suivante :

∑ X’0i = ∑[(X’F,i/1)+e’(Ki-1)]=1 …… ……………....…………(III.27)

(Y’0i/X’0i) = Ki…………………………………………....……. (III.28)

Où :

e’ : taux de vaporisation molaire

X’F,i: concentration molaire du constituant « i » dans la charge

Y’0,i: concentration molaire du constituant « i » dans la phase vapeur

X’L,i: concentration molaire du constituant « i » dans la phase liquide

III.4.4 Taux de vaporisation et composition des phases liquides et vapeur dela charge

Lors du calcul de la zone d’alimentation, il est nécessaire de disposer du débit et de

lacomposition des phases liquide et vapeur de la charge.

D’après la définition du taux de vaporisation (ou de condensation) de la charge, on a :

e’0= G0 / F d’oùG0= e’0. F …..........……………..….………….. (III.29)

Et :

r’0= L’0/ Fd’où L׳= r’0. F.………… …………...……………..…(III.30)

Où:

e’0: Taux de vaporisation molaire de la charge

r’0: Taux de condensation molaire de la charge

L’0: Débit molaire de la phase liquide dans la charge

G’0: Débit molaire de la phase vapeur dans la charge

A la pression et températures données, le taux de vaporisation ainsi que la composition des

phases de la charge sont déterminés par approximations successives, d’après l’équation de

TREGOUBOV :

∑ X′0i = ∑ [X′Li/ (1+ e’0(K′i– 1)) ] = 1…......................................(III.31)

X’0,i=∑(X’L,i(/Ki–r’0(Ki-1)) = 1………………………................(III.32)

e’0+ r‘0= 1 et ∑ Y’0,i = ∑Ki.X’0,i = 1.............................................(III.33)

Où :

X’L,i: concentration molaire du constituent « i » dans la charge

X’0,i: concentration du constituant « i » dans la phase liquide

Y’0,i= Ki.X’0,i : concentration de la phase vapeur


43

Si le taux de vaporisation est relativement petit, pour calculer e’0 il est très

commoded’utiliser la formule suivante :

∑ Y’0 ,i= ∑ (X’L,i/(e’0 +( (1-e’0) /Ki)) = 1……………………..... (III.34)

∑ X’0, i= ∑ Y’0,i/ Ki= 1…..............................................................(III.35)

Remarque Si e’0 = 0, la charge se trouve à la température de bulle et (g0 = L), on utilise

l’équation d’isotherme de la phase liquide pour déterminer cette température.

Si e’0 = 1, la charge se trouve à la température de rosée et (G0 = L), on utilise

l’équation d’isotherme de la phase vapeur pour déterminer cette température.

Pour calculer le taux de vaporisation en fonction de la température, on peut utiliser la

relation approximative suivante :

e’0 =ln(T/Tb)/ ln (Tr/Tb)……………… …………………………(III.36)

Où :

T : la température considérée K

Tb: la température de bulle K

Tr: la température de rosé K

III.4.5 Choix du taux de refluxLe taux de reflux détermine les dimensions de l’équipement et les dépenses énergétiques

au sommet et au fond de la colonne.

Fonctionnement à reflux minimal

C’est un autre cas limite de fonctionnement de la colonne correspondant à un nombre infini

de plateaux théoriques ; pour calculer le reflux minimal on a proposé plusieurs formules

parmi-elles celle d’UNDERWOOD :

-(Rf)min=ΨΣ(YDi/αF,i- Ψ )……………………………………..…(III.37)

-(Rb)min=ΨΣ( αL,i.X’Ri/αF,i- Ψ )……………………………….…(III.38)

Où :

αF,i: Coefficient de volatilité du constituant ‘i’ quelconque par rapport au constituant clé

lourd déterminé à la température d’entrée de la charge

Ψ: Paramètre conventionnel déterminé par approximations successives

Rb ,Rf: reflux chaud ,reflux froid

La relation entre (Rf)minet(Rb)min est donnée par la formule suivante :

(Rb)min= [(D(Rf)min/F)+(1-e’0)-(R/F)]/(R/F)………………..….(III.39)


44

Taux de reflux optimal (opératoire)

A partir d’une alimentation il est possible de réaliser une séparation spécifique en

choisissant un taux de reflux opératoire en tête de colonne.

Pour calculer la valeur optimale de (Rf) surtout pour la rectification des mélanges

complexes actuellement on ne dispose pas des méthodes théoriques simples et sures. C’est

pour cette raison que les données pratiques obtenues pendant l’observation du fonctionnement

des colonnes industrielles sont largement utilisées.

Pour les calculs approximatifs on peut utiliser la formule proposée par GILLILAND.

[(Rf)opt-(Rf)min]/ [(Rf)opt+1]=0,1÷0,33……...………………...…(III.40)

Donc on aura:

(Rf)opt=1,3.(Rf)min+0,30…………………………………….…..(III.41)

III.4.6 Bilan thermique de la colonneL’établissement du bilan thermique de la colonne est nécessaire pour déterminer :

La quantité de chaleur à apporter au rebouilleur

La quantité de chaleur à retirer du condenseur

Ainsi que pour vérifier :

Le débit du fluide chauffant et le débit du fluide refroidissant

Le débit de reflux

La somme de flux enthalpiques entrant doit être égale à la somme des flux

enthalpiques sortants

Les flux enthalpiques entrants sont généralement :

La chaleur à apporter au rebouilleur

Le flux enthalpique des produits alimentant la distillation

Les flux enthalpiques sortants sont généralement :

La chaleur à retirer du condenseur

Les flux enthalpiques des produits extraits de la distillation

L’équation du bilan thermique de la colonne entière s’écrit :

F.hf+ QReb = D.hD + R.hR+QCon……………………………..….. (III.42)

hf= e0׳.H0 + (1-e׳f) .h0………………………………….….…..... (III.43)

QReb = GR.(HR– hR) ……………………………………………. (III.44)

QCon = (D + LX).(HD– hD) .……… ………………………......…(III.45)


45

Où :

QReb: quantité de chaleur apporté par le rebouilleur [Kcal /h]

QCon: quantité de chaleur cédé par le vapeur au condenseur [Kcal /h]

Hf: Enthalpie de la charge [Kcal /Kmole]

e’0:Taux de vaporisation de la charge [% molaire]

H0: Enthalpie de la phase vapeur de la charge [Kcal /Kmole]

h0: Enthalpie de la phase liquide de la charge [Kcal /Kmole]

hD: Enthalpie du distillat à l’état liquide [Kcal /Kmole]

HD: Enthalpie du distillat à l’état vapeur (vapeur de tête de colonne) [Kcal /Kmole]

HR: Enthalpie de l’effluent provenant du rebouilleur [Kcal /Kmole]

hR: Enthalpie du résidu à l’état liquide [Kcal /Kmole]

LX: Débit du reflux froid [Kmole/h]

GR: Débit du reflux chaud (vapeur provenant du rebouilleur) [Kmole /h]

A partir du bilan thermique de la colonne on a :

Lx = (Rf)opt. D……………………...……………………………(III.46)

GR = (Rb)opt . R ….……………………………………….......…(III.47)

Avec :

(Rb)opt: taux de rebouillage optimal défini par :

(Rb)opt= [(D.(Rf)opt/ L)+(1-e0׳)- (R/F)]/(R/F) …………………....(III.48)

III.5Types de colonne de rectification :On distingue deux types de colonnes selon leurs plateaux :

Colonne à plateaux.

Colonne à garnissage.

III.5.1 Colonnes à plateaux

Les colonnes à plateaux ont à l’origine été inventées pour la distillation, mais elles peuvent

également être utilisées comme absorbeur. Les plateaux munis de déversoirs sont

particulièrement bien adaptés pour l’absorption, mais en fait, tous les types de plateaux

peuvent être utilisés.

Les plateaux, éléments actifs d'une colonne, sont en fait conçus pour assurer la dispersion

de la phase gazeuse au sein du liquide en utilisant directement l'énergie de pression de cette

phase gazeuse. Les dispositifs de dispersion divisent la vapeur en jets indépendants et

augmentent la surface de contact avec le liquide.


46

Au sein des colonnes à plateaux, le mouvement de la phase liquide a toujours lieu du haut

vers le bas. Industriellement il y a divers types de plateaux :

Plateaux à calottes

Plateaux perforés à déversoir (rippletray)

Plateaux à clapets (ballast tray)

Plateaux à éléments en S (uni flux)

Plateaux à jet directionnel (jet tray).

III.5.2 Colonnes à garnissage

Une colonne à garnissage est une colonne qui est remplie d’éléments permettant

d’augmenter la surface de contact entre la phase gazeuse et la phase liquide. Ce sont des

éléments qui constituent le garnissage.

La colonne contient également : dans sa partie inférieure, un plateau pour supporter le

garnissage et un injecteur de gaz ; dans sa partie supérieure, un distributeur de liquide et

parfois un dévésiculeur ; parfois un redistribuer.

En considérant la façon d’alimenter la colonne en gaz et en liquide, on peut distinguer trois

types de colonnes :

Colonne à co-courant

Colonne à contre-courant

Colonne à flux croisé

Dans les colonnes à garnissage, le liquide est pulvérisé sur le garnissage placé entre des

grilles. La phase liquide qui contient l’absorbant, forme un film sur les éléments de

garnissage.

Le garnissage qui crée une série d’obstacles sur le parcours du liquide et du gaz au sein de la

colonne permet :

D’augmenter la surface de contact entre les deux phases.

D’augmenter le temps de séjour des deux phases dans la colonne et donc leur durée de

contact.

De créer un régime turbulent de la phase gaz.

III.5.3Comparaison entre les colonnes à plateaux et à garnissage

Au de là des problèmes d’efficacité, il est intéressant de comparer les avantages et les

inconvénients de chacune des technologies.


47

Facteurs en faveur du garnissage : Prix moins élevé surtout lors des traitements des mélanges corrosif.

Faibles pertes de charge.

Faible rétention liquide.

Il est aussi bien placé dans les cas suivants :

Colonne de petit diamètre : la mise en place des contacteurs est beaucoup plus aisée.

Système moussant : le contact entre la vapeur et le liquide étant moins violent, la

tendance en moussage est minimisée dans le garnissage.

Facteurs en faveur des plateaux :Les plateaux apportent les avantages dans les cas suivants :

Colonnes complexes : pour toute injection de charge ou soutirage de produit, plusieurs

points d’alimentation…..etc.

Colonne à grand diamètre : bonne efficacité avec un écoulement uniforme des fluides.

Débit trop élevé ou trop faible : bonne flexibilité de la conception des plateaux.

Poids : l’emploi de plateaux minimise le poids de la colonne.

Inspection de la colonne plus facile grâce aux trous d’homme.

Purge et lavage : les opérations de vidange et de lavage d’une colonne à plateaux sont

plus faciles.

Chapitre I Généralités du gaz naturel

3

I.1.IntroductionAu sens large, toute substance naturelle qui est à l’état gazeux dans les conditions normales de

température et de pression est un gaz naturel. Ces substances sont en nombre réduit et celles que

l’on trouve dans l’écorce terrestre sont en nombre encore plus limité : il s’agit pour l’essentiel

des hydrocarbures saturés d’un nombre de carbone inférieur à cinq, du dioxyde de carbone,

l’azote, de l’hydrogène sulfuré, de l’hydrogène, de l’hélium et de l’argon.

Le gaz naturel joue un rôle énergétique croissant. L’importance de ces réserves et les

avantages qu’il présente sur le plan de l’environnement favorise son utilisation. Notamment dans

des secteurs à forte valeur ajoutée : industrie de précision production d’électricité. La mise en

œuvre de cette énergie repose sur la maîtrise technique de l’ensemble de la chaîne gazière, qui va

de l’extraction aux utilisateurs passant par le stockage, le transport et la distribution.

Le gaz naturel se trouve sous pression dans les roches poreuses du sous-sol ou en solution

avec du pétrole brut ou du condensat.

I.2.Origine du gaz naturelLes différentes compositions du gaz naturel sont dues à la diversité de ses origines, qui peuventêtre : Formation à partir de plancton et d’algues

Le gaz naturel utilisé aujourd’hui est d’origine organique, et s’est formé en même temps que le

pétrole et le charbon, à partir de plancton et d’algues décomposés. Ces matières se sont déposées

au fond de mers peu profondes, où, sous l’action des bactéries, elles ont fermenté.

Formation d’origine végétale

L’autre origine du gaz naturel est liée au charbon, dont des plantes datant de l’époque

géologiques anciennes. L’effondrement rapide du sol a entraîné ces matières végétales dans des

couches plus profondes, où a eu lieu un processus de carbonisation, les transformant dans l’ordre

en tourbe, lignite, houille et anthracite. Les produits de ces réactions ont entraîné des

dégagements de gaz, en particulier de méthane.

Formation d’origine inorganique

Le méthane terrestre se forme toujours à partir d’une base organique. La présence de gaz naturel

dans des couches inorganiques est expliquée par des phénomènes naturels extraordinaires,

comme des tremblements de terre ou des éruptions volcaniques.

Formation thermique

Au cours de l’évolution des bassins sédimentaires, les sédiments sont portés à des températures

et pressions croissantes, subissant ainsi une dégradation thermique qui va donner à côté des

hydrocarbures, une large gamme de composés non hydrocarbonés.


4

I.3.Types de gaz naturelsIl existe plusieurs formes de gaz naturel, se distinguant par leur origine, leur composition et le

type de réservoirs dans lesquels ils se trouvent. Néanmoins, le gaz est toujours composé

principalement de méthane et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants.

I.3.1Gaz associé

Il s'agit de gaz présent en solution dans le pétrole. Il est séparé lors de l'extraction de ce dernier.

Pendant longtemps, il était considéré comme un déchet et brulé sur place, ce qui constitue un

gaspillage de ressources énergétiques non renouvelables et une pollution inutile.

Aujourd'hui, une partie est soit réinjectée dans les gisements de pétrole (contribuant à y

maintenir la pression et à maximiser l'extraction du pétrole), soit valorisée.

I.3.2Gaz non associé

C'est la forme la plus exploitée de gaz naturel. Son processus de formation est similaire à celui

du pétrole. On distingue le gaz thermogénique primaire, issu directement de la pyrolyse du

kérogène, et le gaz thermogénique secondaire, formé par la pyrolyse du pétrole.

Le gaz thermogénique: C'est principalement ce type de gaz conventionnel non associé qui

alimente le marché international du gaz naturel et ses réseaux de transport par gazoducs et

méthaniers.

I.3.3Gaz à condensat

Il forme une phase liquide dans le réservoir en cours de production (aussi dit condensat, gaz

condensat, ou parfois naturel gazoline pour les anglophones), la phase condensée est riche en

constituants lourds.

I.3.4Gaz humide

Le gaz naturel humide s'est formé à partir de débris d'algues marines et de plancton. Ceux-ci

se sont transformés en matériau organique en quelques milliers d'années. Sous l'influence de la

pression élevée et l'action de bactéries anaérobies (sans oxygène), ce matériau s'est transformé en

bitume. Puis, sous l’action d’une température et d’une pression élevée, du pétrole s’est lentement

formé. Enfin, là où la pression et la température ont continué d’augmenter, le bitume s’est

décomposé pour former progressivement du gaz naturel. Il forme une phase liquide en cours de

production dans les conditions de surface spécifiées, on se réfère à des conditions dites normales

et standard ; Connaissant la masse volumique du gaz aux conditions normales ou standard, les

quantités de gaz exprimées en m³ (n) ou m³ (S) peuvent être converties en quantités exprimées

en kg.

Conditions normales : T=0°C, P=1 atm.

Conditions standards : T=15°C, P=1 atm.


5

I.3.5Gaz naturel sec

Le gaz naturel sec s'est formé sur la terre, à partir de débris végétaux. Ceci s'est surtout

produit durant la période que nous appelons le Carbonifère. La terre était alors recouverte

d’immenses forêts vierges. De très grandes quantités de déchets végétaux (feuilles, branches,

bois,...) se sont accumulées sur le sol. Ces couches végétales ont ensuite été recouvertes de sable,

de pierres et de substances organiques. De ce fait, la température a continué d'augmenter jusqu'à

la carbonisation des déchets végétaux. Ce processus a formé la tourbe, le lignite et la houille.

Cette carbonisation a également libéré des gaz, surtout du méthane. Ce gaz méthane est le

constituant principal du gaz naturel. Il s'est accumulé dans les couches avoisinantes de roches

poreuses et a formé des ‘bulles de gaz’.

I.4Caractéristiques du gaz naturelI.4.1 Pouvoir calorifique

On appelle pouvoir calorifique d’un combustible liquide ou gazeux la quantité de chaleur

dégagée par la combustion d’une masse ou d’un volume unité. Pour un gaz, le pouvoir

calorifique s’exprime en « joule par mètre cube » mesuré dans les conditions de références.

Il existe deux valeurs de pouvoir calorifique :

I.4.2 Pouvoir calorifique supérieur(PCS)

C'est la quantité de chaleur dégagée par la combustion complète de un (1) mètre cube de gaz.

La vapeur d'eau formée pendant la combustion étant ramenée à l'état liquide et les autres produits

de combustion étant à l'état gazeux.

I.4.3 Pouvoir calorifique inférieur (PCI)Il se calcule en déduisant du PCS la chaleur de vaporisation (2 511 kJ/kg) de l'eau formée au

cours de la combustion et éventuellement de l'eau contenue dans le combustible.

PCS = PCI + Chaleur latente de condensation (ou de vaporisation) de l'eau.

I.4.4Chaleur latente de condensation (ou de vaporisation)

La combustion d'un hydrocarbure génère de l'eau à l'état de vapeur. Pour la vaporisation de 1

kg d'eau, 2 511 kJ de chaleur sont nécessaires. Cette énergie est perdue lorsque la vapeur d'eau

contenue dans les gaz de combustion est évacuée avec ceux-ci.


6

I.4.5 Viscosité :

La connaissance de la viscosité des gaz et des condensats est nécessaire pour effectuer les

calculs d’écoulement aux différents stades de la production et notamment pour connaître les

pertes de charge

I.4.6Masse volumique

La masse volumique d’un gaz représente la masse d’une unité de volume du gaz exprimée en

Kg/m³ Elle est fonction de température et de la pression ; En dehors de condition spécifiées, on

se réfère à des conditions dites normales et standard ; Connaissant la masse volumique du gaz

aux conditions normales ou standard, les quantités de gaz exprimées en m³ (n) ou m³ (S) peuvent

être converties en quantités exprimées en kg.

Conditions normales : T=0°C, P=1 atm.

Conditions standards : T=15°C, P=1 atm.

I.4.7Densité

La densité d’un gaz (spécific gravity) est définie comme le rapport de la masse volumique du

gaz dans des conditions de référence sur la masse volumique de l’air dans les mêmes conditions.

Elle peut être obtenue à partir de sa masse moléculaire que l’on peut définir à partir de sa

composition chimique :

d = ééI.4.8.Volume massique

Le volume occupé par une unité de masse de gaz, il est donc l’inverse de la masse volumique.

I.4.9.Composition chimique de gaz

Elle indique la nature des composés hydrocarbures et d’autres constituants du gaz et leur

importance relative dans le mélange par l’intermédiaire de leur fraction volumique ou

moléculaire. La composition chimique d’un gaz est utilisée pour les études de vaporisation. Elle

sert aussi à calculer certaines de ces propriétés en fonction de la pression et de la température

(compressibilité, densité) et à définir les conditions de son traitement lors de l’exploitation

(extraction des produits liquides).

Masse molaire 17,5 kg/kmol

Point d’ébullition -195°C à -155°C

Température critique 46.2 bar ?????????

Densité à 20°C 0,80 kg/m3

Tableau 01 : Caractéristiques du gaz naturel


7

Densité relative 0,62

Température d’allumage (°C) En mélange avec air 575 à 640°C ???????

Limite d’explosion en air à 20°C 4,0 à 16,5 %vol

Solubilité dans l’eau à 20°C 0,0338 à 0,0856 m3/m3 en fonction de sa

composition

I.5 Utilisation du gaz naturel Le gaz naturel est aujourd'hui la matière première d'une bonne partie de l'industrie chimique

et pétrochimique : à la quasi-totalité de la production

- d'hydrogène,

- de méthanol

- d'ammoniac, trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries.

Le gaz naturel est utilisé comme carburant par les véhicules routiers sous forme comprimée à

200 bars (GNC) ou liquéfiée à -163 °C (GNL).

Le gaz naturel est très performant pour le chauffage de l'air et de l'eau. Avec une flamme

atteignant les 1960ºC, il permet la génération instantanée de chaleur dans les appareils.

En cas de panne électrique, le réseau gazier souterrain continue d'alimenter les maisons pour

le chauffage, l'eau chaude et la cuisinière à gaz. C'est appréciable dans un pays nordique

comme le nôtre.

Le gaz naturel est très répandu pour chauffer les grands espaces comme les entrepôts, les

édifices à bureaux, les arénas, les mosquées, les écoles et les hôpitaux. Il est aussi

particulièrement apprécié en restauration.

I.6 Avantages et Inconvénients du Gaz Naturel .Avantages du gaz naturel

Le gaz naturel permet des rendements stables et élevés : 0,92 (PCI) pour une chaudière haute

rendement et 0,97 (PCI) pour une chaudière à condensation.

Il est distribué aux consommateurs sans avoir subi transformation majeures après extraction.

La chaine gaz, du puits à l’utilisation, présente une efficacité énergétique globale qui conduit

à des grains importants en énergie primaire.

Le gaz naturel est l’énergie fossile le moins générateur de gaz à effet de serre et de polluants

locaux. Il ne génère pas de poussières et pas de suies, un minimum d’odeur, moins de soufre

et mois de rejets dans l’atmosphère que le fioul par exemple. Le gaz naturel est moins

polluant que le pétrole : sa combustion émet 55 kg de dioxyde de carbone pour un giga joule

de chaleur produite contre 75 kg pour le pétrole brut et 100 kg pour le charbon.


8

Couvre les trois usages : cuisine, production d’eaux chaudes sanitaire et chauffage.

Le gaz naturel est l’un des énergies les plus économiques du marché qui devrait rester

compétitif par rapport aux autres énergies. Contrairement aux idées reçues, pour les

nouveaux usages gaz, il est mieux placé que l’électricité sur les plans des gaz à effet de serre

car les usages saisonniers mobilisent des moyens de production d’électricité très émetteurs de

CO2.

Les ressources de gaz naturel sont relativement abondantes et diversifiées. Rendement stable

(de l’ordre de 92 à 97 %) selon le modèle de chaudière utilisée soit à haut rendement,

condensation, pompe à chaleur à gaz ou éco-générateur.

Le gaz naturel peut être associé à des techniques de pointes : plancher chauffant et chaudière

à condensation.

Toutes les installations de chauffage au gaz sont équipées de système de sécurité chaudière

sans veilleuses à basse température ou à condensation.Sécurité : l’installation est réalisée par

un professionnel agrée puis contrôlée par la société gazière et par des organismes

indépendants : Qualigaz, IS services, etc.

Entretien de la chaufferie rapide, peu coûteuse et peu salissante.

Le règlement des factures peut s’effectuer par mensualités sans frais.

Inconvénients du gaz naturel

L’obligation de payer un abonnement à un compteur.

Devis d’installation de gaz naturel plus élevé qu’un insert à bois ou de convecteur

électriques.

Le prix du gaz varie tous les 6 mois il suit les courbes du pétrole malgré un tarif réglementé.

Son prix de revient est intéressant, mai le cout d’installation des équipements est parfois

conséquent (chaudière à condensation et régulation avec sonde extérieure associée à un

plancher chauffant à basse température par exemple).

L’approvisionnement en gaz est soumis aux aléas de la situation politique des régions

productrices (Moyen-Orient) et peut être un moyen de pression sur le plan géopolitique

(dépendance de l’Europe envers la Russie).

La nature volatile du gaz donne lieu à des règles d’installation très strictes.

I.7 Traitement de gaz naturel 1. 5. 11Il faut noter que le gaz qui sort du réservoir par les puits producteurs est de forme d’un

mélange de : gaz, condensât, GPL, eau du gisement. Cet effluent est acheminé par un réseau de

collecte


9

vers les modules.

Le traitement consiste en la séparation des différents constituants du gaz brut au niveau des

modules de traitement. Ces derniers sont munis d’équipements spécifiques, pour assurer cette

séparation conformément à des techniques et à des procédés appropriés.

I.7.1 Procédés HUDSON

Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et par une série de détentes

complétées d’une détente à travers une machine appelée « Turbo-Expander » qui permet

d’atteindre un niveau de température de – 61°c.

Le procédé Hudson est très performant car il permet une grande récupération des hydrocarbures

liquides.

I.7.2 Procédés PRITCHARD

Il est basé sur le refroidissement du gaz par échange thermique et par détente avec utilisation

d’une boucle de propane comme système réfrigérant pour atteindre enfin de cycle une

température voisine à –23°c. Le traitement du gaz s’effectue globalement en 5 étapes:

a- Séparation de l’eau de gisement

Cette opération s’effectue dans des ballons séparateurs par simple décantation sous l’effet de

différence des densités. Cette eau est envoyée vers un système de séparation Eau-Hydrocarbures

puis vers les installations de déshuilage et enfin injectée dans un puit bourbier foré dans une

formation géologique étendu.

b- Déshydratation du gaz :

Elle est réalisée afin d’éliminer l’eau se trouvant à l’état vapeur dans le gaz et pouvant subir

un changement de phase avec le changement de la pression ou la température.

Pour cela, on injecte en continu un produit chimique ayant le pouvoir d’absorber l’eau, ce

produit qui est le diéthylène Glycol. Cette injection se fait dans différents points des circuits pour

éviter la formation de givre (hydrates) au niveau des sections de refroidissement du procédé.

c- Séparation des hydrocarbures gazeux et liquides

Elle est basée sur le principe de refroidissement progressif du gaz pour condenser tous les

hydrocarbures liquides (condensables) contenus dans le gaz. Ces liquides sont récupérés dans des

ballons séparateurs puis envoyés vers la section de stabilisation et de fractionnement. Le

refroidissement de gaz est obtenu en trois étapes :

-refroidissement dans des échangeurs de chaleur par échange thermique avec un fluide froid.

-refroidissement par détente (chute de pression) à travers une vanne qui entraîne une chute de

température.


10

-refroidissement supplémentaire par échange thermique en utilisant un fluide réfrigérant tel que

le propane.

d-Stabilisation et fractionnement des liquides en condensât et GPL

Elle consiste à faire passer tous les liquides récupérés au niveau des ballons séparateurs à travers

une colonne de rectification appelée « Dééthaniseur » afin de les débarrasser de tous les gaz

dissous dans ces liquides.

Le fractionnement consiste à faire passer le liquide à travers une 2ème colonne de rectification

appelée « Débutaniseur » afin de séparer ces liquides en GPL et condensât produit.

e-Récupération des gaz à moyenne et basse pression

Ces gaz proviennent respectivement des ballons séparateurs et du Dééthaniseur ou ils se

dégagent des liquides suite à la détente ou au chauffage Ils sont collectés et comprimés par un

Turbo-compresseur jusqu’à une pression permettant de les expédier avec le gaz sec produit.

Parmi les produits qu’on peut obtenir à partir du traitement de gaz naturel on peut citer :

Les hydrocarbures en C3 et C4 forment la fraction GPL (gaz de pétrole liquéfié).

Une fraction lourde correspondant aux hydrocarbures à cinq atomes de carbone ou plus

(fraction C5+) appelée : condensat (gazoline).

Les hydrocarbures en C1 et C2 forment le gaz sec ou gaz de vente.

I.8 Gaz naturel dans le mondeI.8.1 Réserves mondiales de gaz

Environ 2/3 des réserves prouvées mondiales de gaz naturel, dont la durée de vie au rythme de

consommation actuel est de 60 ans, sont concentrées en Russie et au Moyen-Orient (Iran,

Qatar). Grâce à la découverte de nouveaux champs (notamment dans la zone offshore

d'Asie/Océanie) et à la réévaluation de champs existants en dehors de l'Europe, les réserves

mondiales ont augmenté de 30 % durant les dix dernières années.

En Europe : cependant, les réserves ont chuté de 40 %, essentiellement à la suite de

l'épuisement rapide des gisements en Mer du Nord. Les réserves offshore ont acquis de

l'importance, elles représentent actuellement 40 % des réserves gazières mondiales.

Au-delà des réserves, il existe un potentiel important de ressources en gaz conventionnel qui

reste à développer et qui représenterait environ 120 années de consommation. A l'avenir, le

Moyen Orient et la CEI (Communauté des Etats Indépendants) devraient couvrir une part

croissante de la production mondiale de gaz.


11

En 2011, la production de la Russie a enregistré une forte augmentation de 3 % et le pays se

classe au deuxième rang des pays producteurs après les Etats-Unis avec une part de 19 % du

volume mondial. Ce pays devrait rapidement retrouver sa position de leader mondial à l'horizon

2035. Les pays de la Caspienne (mer noire), le Turkménistan en tête, joueront également un

rôle important. En 2011, la production gazière du Turkménistan a sauté de manière

spectaculaire de plus de 40 % pour répondre aux besoins externes (Chine).

I.8.2 Production de gaz dans le monde

Les principaux pays producteurs en 2010 étaient les Etats-Unis et la Fédération de Russie avec

respectivement 19.3 % et 18.4 % de la production mondiale. D'autres Etats possède également

une certaine importance telle que le Canada (5%), l’Iran (4.3%), Qatar (3.6%), Norvège (3.3%),

China (3%), l'Algérie (2.5%),Saudia Arabie(2.6%),l'Indonésie(2.6%),Malaisie(2.1%).

Ces onze pays ont représentéà eux seuls plus de 66.7% de la production totale de gaz naturel à la

fin de l’année 2010. A noter que l'Amérique du Nord, l’Europe et Eurasie produisent 58.6% de la

production globale.1.2.

La production mondiale totale à la fin de 2010 était de 3193,3 milliards de mètres cubes en

croissance de 7,3% par rapport à l'année précédente. Bien que la production ait augmente dans

toutes les régions, la croissance la plus rapide a été enregistrée au Moyen-Orient et en Afrique.

Entre 1990 et 2010, la production a progressé rapidement dans toutes les régions sauf en Europe

& Eurasie et l’Amérique du nord. Une hausse de la production de gaz naturel dans le monde est

anticipée en raison des projets d'exploration et d’expansion planifiée en prévision d'une demande

future haussière, la figure ci-suivante représente la production de gaz naturel dans le monde.1.7.

Figure 01:Répartition des réserves de gaz naturel dans le monde


12

I.8.3Consommation mondiale de gaz naturel

Le gaz naturel représentait 21,4% de l'énergie totale consommée dans le monde en 2010, sur

un total de 12 717 106 tonnes. Le gaz naturel se positionne actuellement en 3éme position

derrière le pétrole et le charbon. Cette part devrait cependant augmenter dans les prochaines années,

pour atteindre 25% en 2035.

I.9Production du gaz naturel en AlgérieAlgérie produira 151 milliards de m3 de gaz naturel d’ici à 2019 après un niveau de

production d’environ 131 milliards de m3 en 2014, rapport le 7 février l’APS.Cet objectif sera

atteint grâce à la mise en production d’une série de gisements au cours des cinq prochaines

années dont les champs gaziers situés à Tinhert, Gassi Touil, Ahnet, Menzel Ledjmet Est et

Bir Berkine.

Figure 02 : Capacité de production du gaz naturel dans le monde en (%)

Figure 03 : Consommation moyenne annuelle de gaz naturel dans le monde


13

La relance de la production gazière de l’Algérie intervient après le recul de la production

enregistré par le champ de Hassi R’mel, le plus grand champ gazier en production depuis 1961

en Algérie.

I.9.1 Gaz naturel en Algérie

L’Algérie a une importe industrie du gaz naturel, et un important producteur de gaz au niveau

mondial. A la fin de 1953, plusieurs compagnes de sismiques aboutirent a la mise en évidence

d’une zone haute pouvant constituer un anticlinal, notamment dans la région de Hassi R’Mel, un

premier forage (HR1) a été réalisé en 1956. Huit puits sont alors réalises, délimitant ainsi une

structure anticlinale constituant un grand réservoir de gaz.

Ce premier développement du champ permet de préciser le vicies des niveaux géologiques et

d’approfondir les connaissances sur le réservoir et son effluent.

Quatre puits sont relies a un centre de traitement permettant l’exploitation commerciale du

champ, des février 1961 deux unites livrent du gaz a GL4-Z a travers un gazoduc reliant Hassi

R’Mel a Arzew, le condensat était évacue a Haoudh El Hamra via l’oléoduc ≪ ≫N°8 .

Depuis la mise en exploitation, plusieurs étapes ont été marquées avant d’atteindre la phase

actuelle de développement.

De 1961 a 1971, la production annuelle de gaz brut passe de 0 ,8 a 3,2 milliards de m3 et

celle du condensat passe de 126 000 a 623 000 tonnes.

De 1971 a 1974 : des études des réservoirs permettent de définir le mode d’exploitation du

champ.

En 1974, parallèlement a ces études, une extension du centre de traitement était réalisée par

l’adjonction de six nouvelles unités d’une capacité totale de 300.106 m3/j.

Un programme de forage complémentaire était porte sur 23 nouveaux puits réalises entre 1971 et

1974.

Depuis 1980, l’Algérie est devenue l’un des grands exportateurs mondiaux de gaz naturel. Une

particularité à souligner est que l’Algérie a pu réaliser diverses installations de liquéfaction de

gaz naturel qui lui permettent de le commercialiser sous forme liquide et le transporter dans des

méthaniers vers le marché extérieur (Etats-Unis, Europe.. etc.).


14

Parallèlement à ce mode de transport l’Algérie a pu transporter son gaz par des gazoducs reliant

directement Hassi R’mel a l’Europe, c’est ainsi qu’elle exploite actuellement le fameux gazoduc

trans-méditerranéen qui relie l’Algérie a l’Italie et la Slovénie et l’Espagne via la Tunisie.

I.9.2Richesse Algérienne en gaz naturel

L’Algérie possède des réserves immenses en gaz naturel à savoir le champ de Hassi R’mel et

celui de Ain Salah qui a était exploité en 2002.

L’Algérie est placée en quatrième rang, en possédant 10 % environ des réserves mondiales

L’exploitation du gaz naturel en Algérie atteindra 80 milliards m³ de production. Autrement dit,

l’Algérie pourra devenir le premier exportateur dans ce secteur.

I.9.3 Réserves gazières en Algérie

Par des études effectués, On a constaté que les réserves prouvées de gaz naturel sont estimés a

4,077.109m3.

Au cours des dix dernières années, On a enregistré des taux de réussites très élevés dans

l’exploitation des bassins de Berkine et d’Illizi avec respectivement 51% et 50%. Parmi les

bassins de Berkine qui se classent comme les plus fructueux figure le bassin du Oued Maya ou

il y a eu une autre découverte de gaz et de pétrole en 2002 .ainsi que les bassins de Timimouneet

Hassi Massoud.

Figure 04 : Voies d’exportations gazières algériennes


15

I.10 GAZ DE PÉTROLE LIQUÉFIE (GPL).[10].[15]I.10.1 Définition

Le GPL gaz du pétrole liquéfié est un mélange gazeux constitué essentiellement de propane,

et de butane, et un peu de traces de méthane, d’éthane et de pentane.

Le gaz du pétrole liquéfié est un produit gazeux à la température ambiante et pression

atmosphérique.

Il est liquéfié à faible pression (4 à 5 bars) et une température très basse pour faciliter son

transport, stockage et sa commercialisation. Il se gazéifie au moment de son utilisation.

La composition molaire du gaz du pétrole liquéfié est variable selon leur source.

I.10.2 Composition molaire du GPL

I.10.3 Sources du GPL

Le GPL est obtenu principalement :

1) Dans les raffineries, soit au cours de distillation du pétrole brut ou lors du cracking ou du

Reforming des produits en vue de la production des essences.

Composants du GPL % molaire

Méthane 0,32

Ethane 1,12

Propane 60,95

Iso butane 15,46

Normal butane 22,14

Iso pentane 0,01

Figure 05 : Répartition de réserves gazières en Algérie

Tableau 02 : Composition molaire du GPL


16

2) Au cours des séparations du gaz naturel qui à pour but de séparer et de récupérer les condensât

et le GPL.

3) Par liquéfaction du gaz naturel

I.10.4Caractéristiques générales du GPL

Odeur :le GPL est inodore à l’état naturel, mais on doit ajouter un odorant, et ce sont des

composés sulfurés tels que le diéthylmercaptane ou le diméthylsulfide pour des raisons de

sécurité.

Tension de vapeur : la TVR du GPL est de 8 et 2 bars pour le propane et le butane

respectivement à 20°C.

Dilatation : à l ‘état liquide, le GPL a un haut coefficient de dilatation dont il faut tenir compte

lors de leur stockage (les sphères ne doivent jamais être complètement remplies).

Densité :aux conditions normales de température et pression, les GPL sont plus lourds que l’air,

et elle diminue avec l’augmentation de la température.

Température d’ébullition:à la pression atmosphérique, la température d’ébullition du propane

est de (– 42°C), et celle de butane est de (– 6°C).

Pouvoir calorifique: c’est la propriété la plus intéressante sachant que le GPL est

traditionnellement utilisé pour les besoins domestiques :

Iso-butane : PC = 29460 (kcal/kg).

Normal butane : PC = 29622 (kcal/kg).

Propane : PC = 22506 (kcal/ kg).

Impuretés:le plus important est le soufre, la teneur en soufre est inférieure ou égale à 0,005 %

en masse, ainsi que l’eau qui est l’une des impuretés les plus importantes.

Le GPL est non corrosif à l’acier mais généralement au cuivre et à ses alliages ou

l’aluminium.

Le GPL n’est aucune propriété de lubrification et cet effet doit être pris en considération

lors de la conception des équipements du GPL (pompes et compresseurs). Le GPL est

incolore, que ce soit en phase liquide ou gazeuse.

I.11 GPL dans le mondeI.11.1 Production mondiale du GPL

La part des échanges internationaux des gaz de pétrole liquéfiés ne représente que 6% de la

production mondiale, contrairement au pétrole dont 57% de la production fait l'objet


17

d'échanges internationaux, il en va de même pour le gaz naturel avec 26,3%. Par ailleurs, la

production mondiale des GPL a connu une augmentation de 5% en 2014 par rapport à 2013,

enregistrant une offre mondiale d'environ 277 millions de tonnes, ceci est expliqué par :

La croissance de la production du gaz du schiste aux USA qui reste le principal producteur

mondial des GPL ;

L’essor du marché de la production des GPL au Qatar, qui a développé de nombreux projets

de gaz naturel, avec une production annuelle d’environ 11 millions de tonnes.

La multiplicité des marchés régionaux des gaz de pétrole liquéfiés ne permet pas d’avoir un prix

de référence mondial comme il en existe pour le pétrole.

Toutefois, le cours mondial des GPL suit le même trend que le cours du Brent. Par ailleurs, la

fixation des prix des GPL (en plus de l'offre et de la demande) dépend fortement de la destination

du produit et de son utilisation ; plus son utilisation est éloignée de son lieu de production, plus

les charges sont onéreuses. Ces divers degrés de libéralisation expliquent en partie les

différences de prix qui existent entre les différents marchés.

Au début de l’année 2014, le cours du GPL a évolué au-dessus de son cours en 2013, et

enregistrant ainsi une baisse importante et continue depuis le début de l’année.

I.11.2 Consommation mondiale du GPL

La consommation européenne de GPL était de 31 millions de tonnes en 2007, soit 1,9% de

la consommation européenne totale d'énergie.

La France a consommé 2,5 millions de tonnes de GPL (soit environ 16% de la

consommation totale de l’Union Européenne) dont 79% sont du Propane et 21% du Butane en

2006. En France, le secteur résidentiel est le plus grand consommateur de GPL (58% de la

consommation totale) suivi de l'agriculture (19%) et de l'industrie (13%). En ce qui concerne le

choix du type de stockage de GPL, une grande majorité (soit près de 70% des ventes) est

représentée par les stockages de gros volumes (en réservoirs aériens ou enterrés). Les ventes de

bouteilles représentent 22%, le reste étant occupé par le GPL Carburant.

I.12GPL en AlgérieLe potentiel économique du GPL est loin d'être complètement exploité en Algérie. Il a été estimé

que la consommation nationale de cette énergie ne représente que 1,5 millions de tonnes par an

sur une production totale de plus de 9 millions et qui devrait passer à 13,5 millions de tonnes à

l'horizon 2015 confortant ainsi la place de l'Algérie comme 6ème producteur mondial et 2ème

exportateur de GPL.

Ses clients sont :


18

En méditerranée : (France, Italie, Espagne, Portugal, Maroc, Turquie, Egypte, Liban, Tunisie,

Syrie).

En Amérique du nord : (USA, Canada).

En Amérique latine : (Brésil, Argentine, Uruguay, Equateur).

Europe du nord : (Hollande, Suède, Belgique, Finlande, Angleterre).

En Asie : (Corée, Inde, Japon).

Le volume total de GPL commercialisé sur le marché national est de 1,5 millions de tonnes, la

part de celui destiné au carburant de véhicules est de 320 000 tonnes en 2008. Naftal compte

doubler cette quantité pour la porter à 600 000 tonnes par an en 2014.

I.13Domaines d’utilisation du GPL

Usage domestique

L'utilisation du gaz propane pour les usages cuissons et eau chaude est généralement mise en

place dans des habitations déjà équipées d'un système de chauffage non centralisé (poêle à bois,

convecteurs électriques, pompes à chaleur…). Dans ce cas, l’usage du gaz permet à la fois

l'alimentation du chauffe-eau et de la cuisson mais aussi de développer les énergies

renouvelables.

Comme carburant

L’utilisation du GPL comme carburant moteur est une technologie qui a fait ses preuves au

niveau mondial depuis plus de 40 ans. Le parc de véhicules roulant au GPLC, qui comprenait 7

millions d’unités en 2000, est passé à plus de 15 millions avec un accroissement annuel de

l’ordre de 1,5 millions de véhicules.

Au plan technique, Le GPL est un carburant de bien meilleure qualité que les carburants

classiques. L’homogénéité du GPLC, son haut pouvoir calorifique et son indice d’octane élevé,

assurent une combustion moteur beaucoup plus complète que dans le cas de l’essence ou du

gasoil ce qui se traduit par un meilleur rendement énergétique.

GPL dans la climatisation

Deux principaux facteurs sont utilisés :

1. Pour s’évaporer, les GPL absorbent la chaleur de l’environnement et créent un froid.

2. Un moteur fonctionnant aux GPL peut entraîner un compresseur qui comprime le gaz GPL et

la détente absorbe la chaleur.

A la base de ces deux principes ont été construits :

Les réfrigérateurs.

Les climatiseurs.


19

En pétrochimie

18% des GPL sont consommés comme charge pétrochimique et 10% de la production mondiale

de l’éthylène produit en pétrochimie l’est à partir du propane. L’utilisation du butane est liée

essentiellement à la fabrication du MTBE utilisé comme booster d'octane des essences en

substitution au plomb il ainsi utilise comme charge des unités d’alcoylation.

Il est utilisé dans ce domaine comme charge de vapocraquage à fin d’obtenir des oléfines.

Le butane et propane qui sont obtenue par la séparation du GPL sont utilisés pour la production

du butadiène et propylène par déshydrogénation, qui vont servir comme matière première pour la

synthèse des caoutchoucs. Ils sont aussi employés pour la production d’acétaldéhyde, l’acide

acétique et l’acétone.

GPL pour la production d’électricité

Les rythmes attendus de la croissance de la demande mondiale d’électricité dépasseraient

largement ceux des autres formes d’énergies finales. Les GPL pour la production d’électricité

s’avère être une solution privilégiée par rapport aux autres combustibles (charbon, fuel,…etc.), et

ce tant du point de vue économique qu’écologique.

GPL dans le secteur agricole

L’utilisation des GPL dans ce secteur sera orientée vers l’aviculture et le domaine de l’élevage

(éclairage, climatisation, chauffage), ainsi que pour l’alimentation de certain moteurs tel que

Moteur de chariot élévateur, de tondeuse, de groupe électrogène et de balayeuse.

I.14.Exportation du GPLAccroissement substantiel des quantitésà l’exportation en 2005, 8,5 millions de tonnes dont 6

millions de tonnes en propane.

Méditerranée : 80% (France, Italie, Espagne, Portugal, Maroc, Turquie, Egypte, Liban, Tunisie,

Syrie).

USA : 14%

Amerique latine : 3% (Bresil, Mexique, Equateur, Guatemala, Porto Rico) ;

Asie : 2% (Coree, Chine, Japon, Singapour, Australie) ;

Europe du Nord : 1% (Hollande, Suede, Belgique, Finlande, Angleterre) ;

I.15 CondensâtI.15.1 Définition

Le condensât est constitué d’un mélange d’hydrocarbures paraffiniques, de (iC5H12) jusqu’au

(C12H26) et plus, généralement extrait des gisements du gaz à condensât. Il est sous forme

liquide dans les conditions normales de température et de pression.


20

I.15.2Caractéristiques du Condensât

Les principales caractéristiques du condensât sont :

Aspect : C’est un liquide incolore, avec une odeur d’essence.

Poids spécifique : Poids spécifique du condensât est compris entre 0,7 à 0,8.

Point d’éclair: Son point d’éclaire est inférieure à –40°C.

Limites d’inflammabilités: Il est très inflammable, car il a un point d’éclaire inférieur à zéro,

ses limites d’inflammabilités sont approximativement : 1,4 % et 7,6% (dans l’air).

Densité de vapeur: Les vapeurs du condensât sont plus lourdes que l’air, la densité de ces

vapeurs est de 3 à 4 plus grande que celle de l’air.

Explosivité et d’inflammabilités: Le condensât est un fluide hautement inflammable et

évaporable à une température et pression normales, du fait qu’il n’est pas électroconducteur,

présente un danger d’inflammation ou explosion du fait de l’étincelage électrostatique amorcé

par coulage , filtration, chute, pulvérisation,...etc.

On devra faire attention car les vapeurs du condensât constituent un mélange gazeux explosif se

répondant par terre du fait de sa densité plus élevée que celle de l’air.

Toxicité physiologique : Les vapeurs du condensât sont toxique. Lorsqu’un Homme s’y expose

le premier symptôme constaté sera l’irritation des yeux ce qui sera suivie de symptômes

névropathies (étourdissement).

La victime peut éventuellement se mettre à crier, rire stupidement et finir à avoir du mal à

marcher.

Lorsque la concentration des vapeurs du condensât est de l’ordre de 0,025% à 0,05% volumique

dans l’air, elles ne peuvent pas causer des dommages à cause de l’inhalation.

Précautions hygiéniques : Pour prévenir l’intoxication, on doit réaliser une ventilation

convenable des locaux de travail et maintenir la concentration des vapeurs du condensât à moins

de 300 ppm.

I.15.3Domaines d’utilisation du Condensât

La particularité du condensât résidu dans son utilisation dans deux secteurs industriels

entièrement stratégiques : le raffinage et la pétrochimie. Elle confère à

ce produit une valeur différente par secteur d’utilisation, qui représente en fait un coût

d’opportunité par rapport à la charge classique dans une raffinerie ou un craquer.

Utilisation du Condensât dans la pétrochimie

La valorisation du condensât, se fait principalement dans le domaine de la pétrochimie où la

demande est très importante


21

Il est principalement utilisé pour la production des oléfines par le vapocraquage

Utilisation du Condensât dans le raffinage

Le condensât est utilisé dans la production des carburants notamment les essences, leurs prix de

revient est plus bas que les essences produites à partir du pétrole brut car la séparation et la

transformation du condensât sont moins coûteuses, et sa composition chimique riche en éléments

légers.

Il est utilisé dans le procédé d’isomérisation pour produire l’essence « isomérie », en

transformant les normales paraffines en iso paraffine qui ont un haut indice octane utilisé

également dans le reforming catalytique.

Chapitre IV simulation de HYSYS et Resiltat et interpréations

48

IV.1 IntroductionLa simulation est devenue de nos jours la méthode de modélisation des procédés

industriels, la plus importante dans le monde.

La simulation est l’utilisation d’un modèle mathématique pour générer le comportement d’un

procédé, L’avantage majeur de la simulation est la fourniture d’un aperçu du comportement

d’un système réel, qui est difficile de l’avoir à travers l’expérience en particulier pour les

systèmes complexes avec plusieurs variables.

La simulation peut être classée comme une méthode commode qui ne coûte pas chère et

sans intervention sur le procédé réel en cours de fonctionnement, les simulateurs disponibles

pour la conception des nouvelle unités ou pour l’optimisation des procédés réels sont :

ASPENS PLUS, PRO-II, HYSYS.

Les différentes tâches qu’un simulateur de procédés devrait effectuer sont :

La résolution des bilans de matière et d’énergie

L’optimisation des paramètres de procédé

Le dimensionnement des équipements

L’évaluation économique du procédé

IV.2 Description du logiciel HYSYSLe logiciel de simulation HYSIS, développé par la société canadienne HYPROTECH, est

spécifique pour les procédés de génie chimique, l’industrie gazière,les procédés de raffinage

et de pétrochimie, aussi la séparation bi- phasiques et tri- phasiques, la distillation et la

transformation chimique.

IV.2.1 Le choix du modèle thermodynamique

Les logiciels de simulation donnent accès à plusieurs modèles thermodynamiques pour la

prédiction de l’équilibre liquide vapeur, d’enthalpie et d’entropie ainsi que les propriétés de

transports.

La réussite de la simulation dépend du choix du modèle thermodynamique, parce que ce

dernier est établi pour une classe de fluide et un domaine de conditions P et T recommandées

en utilisant des hypothèses et des suppositions pratiques.

L’équation la plus recommandée pour les systèmes d’hydrocarbures est l’équation de Peng

Robinson, car elle résout correctement les problèmes d’équilibre et permet de prédire les

densités des liquides.

)()()(

bVbbVVTa

bVRTP

………………………………...(IV.5)


49

Cette équation est très largement utilisée dans les modèles de simulation, en production et

traitement de gaz.

Equation Température °C Pression kPa

PR >-271 100000

Tableau 04 : Domaines d’applications de l’équation de PENG ROBINSON

Figure 20:Structure opérationnelle


50

IV.3 partie calcule

IV.3.1 ProblématiqueLes paramètres de fonctionnement de la colonne ‘débutaniseur’ sont obtenus actuellement

par ajustement par le personnel exploitant en coopération avec le constructeur japonais « JGC

Algeria _ YOKOGAWA » qui ont fait des optimisations à partir des données design afin

d’arriver à réduire les pertes en production et à minimiser la consommation importante en

combustibles ( fuel gaz ) en gardant toujours le bon fonctionnement de cette colonne tout en

respectant la qualité des produits .

Notre travail consiste à refaire les différentes étapes d’optimisation afin de prouver que

les paramètres actuels sont optimums. On s’est basé sur la variation des paramètres

opératoires de la colonne en respectant la conformité des produits aux normes exigées

Pour le distillat (GPL) :

Teneur max de C2- = 3%

Teneur max de C5+ = 0.4 %

Pour le résidu (Condensat) : Tension de Vapeur Reid

Cas d’été : TVR < 7 psia

Cas d’hiver : TVR <10 psia

IV.3.2 Vérification du cas design Choix du modèle thermodynamique

Dans le cadre de notre travail ; nous avons commencé par la mise en application de la

simulation HYSYS pour vérifier le cas design et la validité du modèle thermodynamique

choisi.

Entre les données du design et les résultats du design simulé

Avant d’appliquer le modèle sur le cas actuel, nous avons refait le calcul des données de

design en exploitant HYSYS, et en utilisant les modèles thermodynamiques Peng-Robinson.

L’objectif est des résultats de la simulation avec de design, et cela afin de vérifier la fiabilité

de ces modèles.


51

Caractéristiques et composition de l’alimentation du Débutaniseur

Nom de la charge 1ere charge(FG11)

2eme charge(FSTAB)

Température °C 107 220,7

Pression bar g 16,90 16,8

Débit molaire Kmol/h 1,13 0,49

Fraction molaire

Constituants 1ere charge 2eme charge

Méthane 0 0.0001

Ethane 0.0238 0.0049

Propane 0.5168 0.0849

i-Butane 0.1165 0.0400

n-Butane 0.1590 0.0716

i-Pentane 0.0647 0.0575

n-Pentane 0.0435 0.0484

n-Hexane 0.0460 0.1076

n-Heptane 0.0225 0.1949

n-Octane 0.0045 0.0770

n-Nonane 0.0013 0.0491

n-Décane 0.0005 0.0407

n-C11 0.0011 0.2231

CO2 0 0

N2 0 0

H2O 0 0

Tableau 06 : Caractéristiques de l’alimentation de débutaniseur (cas design)

Tableau 07 : Composition des charges d’alimentation (cas design)


52

La représentation graphique de la zone P10 par le logiciel HYSYS illustré dans la figure

ci-dessous

IV.3.3Présentation des résultats et interprétationLes résultats obtenus après la simulation sont regroupés dans les tableaux suivants.

Nom de la charge GPL Produit Phase liquide condensat

Produit

Phase

liquide

Fraction de la phase vapeur 0,00 1, 00 1 1

Température °C 60,30 60,30 221,25 221,25

Pression bar g 16,50 16,50 16,90 16,90

Débit molaire kmol/h 1,04 1,04 0,57 0,57

Figure 21 : Représentation de la Zone P10 par Hysys

Tableau 08 : Caractéristique des produits ‘sortie débutaniseur‘


53

Produit de tête GPL Produit du fond Condensat

Constituants Design Design

simulé

Ecart (%) Design Design

simulé

Ecart (%)

Méthane 0 0 0 0.0001 0 1,388E-12

Ethane 0.0238 2,84E-02 0,0344 0.0049 6,20E-10 1,5935E-06

Propane 0.5168 0,5795 0,4284 0.0849 2,01E-06 0,0020

i-Butane 0.1165 0,1578 0,0731 0.0400 6,09E-05 0,06052

n-Butane 0.1590 0,2304 0,5234 0.0716 5,39E-04 0,6041

i-Pentane 0.0647 3,50E-03 0,0310 0.0575 0,1065 2,9606

n-Pentane 0.0435 2,22E-04 0,0153 0.0484 8,83E-02 1,5824

n-Hexane 0.0460 9,92E-09 3,95E-05 0.1076 0,2193 3,6705

n-Heptane 0.0225 4,26E-13 5,18E-08 0.1949 0,2587 3,6181

n-Octane 0.0045 9,80E-18 3,05E-11 0.0770 8,50E-02 0,7004

n-Nonane 0.0013 3,40E-22 3,18E-14 0.0491 4,62E-02 0,0591

n-Décane 0.0005 1,71E-26 4,62E-17 0.0407 3,33E-02 0,2410

n-C11 0.0011 6,14E-30 2,97E-19 0.2231 0,1619 2,5973

CO2 0 0 0 0 0 0

N2 0 0 0 0 0 0

H2O 0 0 0 0 0 0

Tableau 09 : Composition des produits « sortie débutaniseur – PengRobinson »


54

Ecart (%)

Constituants Peng- Robinson

GPL Condensat

Méthane 0,00 1,388E-12

Propane 0,428468306 0,002070062

i-Butane 0,073191453 0,060521059

n-Butane 0,523404584 0,604133269

i-Pentane 0,031087271 2,960645062

n-Pentane 0,015318247 1,582421648

n-Hexane 3,95754E-05 3,670509005

n-Heptane 5,18907E-08 3,618104868

n-Octane 3,05492E-11 0,700473115

n-Nonane 3,18705E-14 0,05913929

n-Décane 4,62947E-17 0,241036969

n-C11 2,97258E-19 2,597396613

CO2 0,00 0

N2 0,00 0

H2O 0,0 0

Après la comparaison entre les résultats trouvé et regroupé dans les tableaux précédentes les

données du design, en se basant sur les faibles écarts obtenus entre les deux cas, nous

pouvons confirmer la fiabilité du modèle thermodynamique choisi : « Peng-Robinson ».

IV.3.4 Vérification du cas actuel On procède à la vérification pour le cas actuel en faisant une comparaison entre les

données du cas actuel et les résultats simulé

Comparaison entre les données du cas actuel et les résultats du cas actuel simulé :

Caractéristiques et composition de l’alimentation « débutaniseur –cas actuel »

Tableau 10 : Ecart des résultats obtenus par le simulateur «HYSYS »


55

Nom de la charge 1ere charge

(FG11)

2eme charge

(FSTAB)

Température °C 93,5 175.6

Pression barg 23,14 16.99

Débit molaire kmol/h 1399 980

fraction molaire

Constituants 1ere charge 2eme charge

Méthane 0 1,00E-04

Ethane 3,71E-04 4,43E-03

Propane 0,6417 8,49E-02

i-Butane 0,1250 4,00E-02

n-Butane 0,1712 7,16E-02

i-Pentane 2,87E-02 5,75E-02

n-Pentane 2,07E-02 4,84E-02

n-Hexane 1,21E-02 0,1076

n-Heptane 0 0,1950

n-Octane 0 7,70E-02

n-Nonane 0 4,91E-02

n-Décane 0 4,07E-02

n-C11 0 0,2232

CO2 0 1,00E-04

N2 1,10E-04 0

H2O 0 0

Tableau 11 :Caractéristiques de l’alimentation (cas actuel)

Tableur 12: Composition de l’alimentation (cas actuel)


56

Produit de tête GPL Produit du fond condensat

constituants Fraction

molaire

(cas

actuel)

Fraction

molaire

(cas actuel

simulé)

Ecart (%) Fraction

molaire

(cas

actuel)

Fraction

molaire (cas

actuel

simulé)

Ecart(%)

Méthane 0 3,17E-04 3,17E-04 0 5,76E-15 5,76E-15

Ethane 4,05E-03 7,81E-03 0,2655 0 4,20E-10 4,20E-10

Propane 0,6399 0,6410 0,0800 0 2,70E-06 2,70E-06

i-Butane 0,1527 0,1407 0,8470 0,0009 1,14E-04 0,0555

n-Butane 0,2014 0,2072 0,4120 0,0091 1,06E-03 0,5684

i-Pentane 1,46E-03 2,49E-03 0,0729 0,1484 0,13303536 1,0864

n-Pentane 3,30E-04 1,04E-04 0,0160 0,1107 0,10300582 0,5440

n-Hexane 0 5,84E-10 5,84E-10 0,1675 0,1793686 0,8392

n-Heptane 0 2,09E-18 2,09E-18 0,2076 0,24065611 2,3374

n-Octane 0 2,22E-25 2,22E-25 0,0751 8,34E-02 0,5870

n-Nonane 0 8,35E-31 8,35E-31 0,0454 4,74E-02 0,1390

n-Décane 0 8,45E-31 8,45E-31 0,0367 3,54E-02 0,0924

n-C11 0 8,32E-31 8,32E-31 0,1987 0,17659521 1,5630

CO2 0 5,91E-69 5,91E-69 0 2,12E-73 2,12E-73

N2 5,00E-05 9,31E-05 0,0030 0 3,04E-30 3,04E-30

H2O 0 1,00E-04 1,00E-04 0 5,29E-14 5,29E-14

Après la comparaison entre les résultats données par le simulateur (Hysys) et les données

réels, et en se basant sur les faibles écarts obtenus entre les deux cas, nous confirmons la

fiabilité du modèle choisi « Peng-Robinson ».

Tableur 13 : Composition des produits finis (cas actuel)


57

L’évolution de la température et la pression au niveau de chaque plateau de la colonne

simulée par Hysys :

La température et la pression augmentent en descendant du premier plateau vers le 34éme

plateau ou la pression est de 14.95bars au sommet et 15.25 bars au fond avec une différence

de pression de 400 mbarg.

La température varie de 70°C (tête) à 210 °C (fond).

Ces résultats correspondent aux ceux du cas actuel.

Graphe 01 : Température au niveau de chaque plateau dans la colonne

Graphe 02 : Pression au niveau de chaque plateau dans la colonne


58

IV.3.5 Influence des paramètres opératoires sur le procédé:

Influence de la température du fond de la colonne sur les autres paramètres:

En faisant varier la température du fond de la colonne ’débutaniseur’, on remarque les

différentes influences sur le système.

Les résultats obtenus sont mentionnés sous forme graphique ci-après:

Graphe03: Influence de la température du fond sur le débit du distillat

Graphe04: Influence de la température du fond sur le débit du condensat stocké


59

L’augmentation de la température du fond de la colonne facilite l’évaporation des légers

(C3 et C4) présents dans le condensat ; mais cette augmentation est bien définie dans des

limites étudiées afin de garder les spécifications du produit commercial

« GPL », ou la présence des C5+ dans ce dernier est exigé à 0.4%

Au-delà d’une certaine valeur de température élevée du fond (212°C), le produit obtenu ne

répondra plus aux spécifications commerciales ; ce qui veut dire que les C5+ se retrouveront

en grande quantité dans le distillat ,ce qui vas influer négativement d’une part sur les

spécifications du GPL et d’autre part sur la quantité de condensat récupérée au fond de la

colonne .

Graphe05: Influence de la température du fond sur la TVR

Graphe06: Influence de la température du fond sur la teneur du C5+ dans le GPL


60

Inversement, si la température du fond n’atteint pas la valeur de 204°C, alors notre condensat

n’est plus stabilisé et la TVR va dépasser le seuil admis de 7 psia (cas été)

Graphe 07 : Influence de la température du fond sur l’énergie de service du rebouilleur

Graphe08 : Influence de la température du fond sur l’énergie de service d’aérorefrégérant

Graphe 09 : Influence de la température du fond sur la température du GPL condensé


61

L’augmentation de la température du fond nécessite un grand apport énergétique

(fuel gaz ), et en regard au bilan énergétique de la colonne, cela se répercutera sur la quantité

d’énergie au niveau de l’aérorefrigerant.

Influence de la pression de la colonne sur les autres paramètres :

En faisant varier la pression de la colonne’ débutaniseur’, on remarque les différentes

influences sur le système.

Les résultats obtenus sont mentionnés sous forme graphique ci-après:

Graphe 10 : Influence de la pression sur le débit du distillat

Graphe 11 : Influence de la pression sur le volume de condensat stocké.


62

Graphe 12 :Influence de la pression sur la TVR du condensat

Graphe 13 : Influence de la pression sur la teneur C5+ dans le GPL

Graphe 14 : Influence de la pression sur l’énergie de service d’aérorefrigerant


63

Le maintien de la pression de la colonne à une valeur définie est un paramètre très

important à respecter.

Lors de notre étude ; on remarque que l’augmentation de la pression au-delà de 16.2 bars

pose un problème de séparation, ceci ne permettra pas l’entrainement voulu des C3 et C4dans

la phase vapeur, et donc de la réduction du débit du GPL à obtenir. Il en est de même pour les C5+

dans le produit de fond (voir le graphe 13)

Et c’est pourquoi, pour répondre aux spécifications des produits à obtenir, il est important

d’évoluer dans la plage de pression [14.8 à 16.2].

Graphe 15 : Influence de la pression sur l’énergie de service du rebouilleur

Graphe 16 : Influence de la pression sur la température du GPL condensé


64

Influence du taux de reflux sur les autres paramètres

On fait varier le taux de reflux de la tête de la colonne débutaniseur et on marque les

différentes modifications apportées au système .

Les résultats obtenus sont mentionnés sous forme graphique ci-dessous :

On remarque avec l’augmentation du taux de reflux ; la quantité du GPL récupérée

augmente et sera maximale dans un intervalle définie [1.2 – 1.5].

Au-dessous du seuil acceptable du taux de reflux [1.5], la récupération des GPL sera

amoindrie avec influence sur les caractéristiques des produits.

Graphe 17 : Influence du taux de reflux sur le débit du distillat

Graphe 18 : Influence de taux de reflux sur l’énergie de service du rebouilleur


65

Plus le taux de reflux augmente ; plus la température dans la colonne diminue ; alors on

aura besoin de fournir beaucoup plus d’énergie ( rebouilleur ) pour pouvoir maintenir la

température de fond à sa valeur optimale ( 210°C).

Plus le taux de reflux augmente ; plus le rebouilleur apporte une grande énergie ;ce qui

nécessite de refroidir encore plus afin d’arriver à garder la température au sommet

constante(70°C) [graphe 01].

Graphe 19 : Influence de taux de reflux sur l’énergie de service d’aérorefrigerant

Graphe 20 : Influence de taux de reflux sur la température du GPL condensé


66

La température indiquée au-dessus (70°C) avec une pression donnée de 14.98 bars

permettra de condenser les C5+ et faire diminuer leur présence dans le GPL, ce qui est

rapporté sur le graphe [21]

Lorsque le taux de reflux atteint la valeur de 1.45 les C5+ seront presque totalement

condensés et un débit maximum tendra vers une valeur constante.

Graphe 21 : Influence de taux de reflux sur la teneur C5+ dans le GPL

Graphe 22 : Influence de taux de reflux sur le volume du C5+stocké


67

La présence de C2- ne change pas avec la variation du taux de reflux ; et non plus par la

variation de la pression et la température du fond .

Le marché exige que la teneur C2- dans le GPL soit de 3% au maximum ; assurée par la

séparation au niveau de la colonne « déethaniseur » « stabiliseur » qui précèdent notre

colonne « débutaniseur ».

Graphe 23 : Influence de taux de reflux sur la présence du C2- dans le GPL

Conclusion GénéraleSuite aux résultats de la simulation on peut conclure que :- La nature de la charge actuelle et les spécifications requises des produits finis définissent le choix des

paramètres de fonctionnement optimums des équipements.

- Le choix du taux de reflux froid au sommet du débutaniseur, (un taux de 1.45) permet de réduire la

température au sommet et d’augmenter la température du fond (à 210 °C), tout en conservant le

gradient de température et la qualité des produits finis.

- La pression qui nous assure le bon fonctionnement est incluse dans l’intervalle de (14.98 à 15bars).

Introduction générale

1

Introduction généraleLe gaz naturel joue un rôle énergétique croissant, l’importance de ses réserves et les

avantages qu’il présente sur le plan environnemental favorisent son utilisation, notamment

dans les secteurs à forte valeur ajoutée : l’industrie de précision, production de l’électricité.

Au cours de ces dix dernières années, la consommation mondiale du gaz naturel a connu une

croissance particulièrement rapide. Les besoins mondiaux annuels en énergie devraient passer

de 182 millions de tonnes équivalents pétrole par jours (M tep/j) en 1995 à 317 (M tep/j) en

2020, ce qui présente une augmentation de 75% avec 3,3% de croissance annuelle, le gaz

naturel aura une plus grande croissance et pourrait être la première source d’énergie.

Ainsi le gaz naturel est considère comme un combustible plus propre et plus

respectueux de l’environnement que la plupart des autres combustibles fossiles son avantage

comparatif en matière d’environnement par rapport au charbon ou au pétrole réside dans le

fait que les émission de dioxyde de soufre sont négligeables et que les niveau d’oxydes

d’azote et de dioxyde de carbone sont plus faible.1. Un plus grand recoure a cette source

d’énergie permettrait notamment de limiter les impacts négatif sur l’environnement tels que :

les pluies acides, la détermination de la couche d’ozone ou les gaz à effet de serre.

Le gaz naturel est également une source d’énergie très sure tant en ce qui concerne son

transport et son stockage, que son utilisation.

L’Algérie possède des réserves immenses en gaz naturel .

l’Algérie deviendra le premier exportateur dans ce secteur. Parallèlement à ce mode de

transport l’Algérie a pu transporter son gaz par des gazoducs reliant directement HassiR’mel à

l’Europe, c’est ainsi qu’elle exploite actuellement le fameux gazoduc trans-méditerranéen qui

relie l’Algérie à l’Italie et la slovenie via la Tunisie.

S’appuyant sur un potentiel énergétique ou le gaz naturel est largement dominant, la

vocation gazière de SONATRACH s’est affirmée au rythme du renforcement de son rôle

dans l’approvisionnement des marches gaziers.

L’un des principaux produits de gaz naturel : le GPL qui est considéré comme un produit

fatal, car il dépend des activités pétrolière et gazière, présente des qualités intrinsèques et des

avantages multiples qui devraient le hisser à un haut niveau d’utilisation.

Se trouvant parmi les principales régions productrices de GPL dans le monde, l’Algérie

qui sera la deuxième zone exportatrice de GPL après l’Arabie Saoudite.2. Est contrainte

d’adopter en parallèle a sa stratégie de promotion de GPL sur le marché international par la

Introduction générale

2

recherche de nouveaux marché et débouchés, une stratégie de développement du marché

national de GPL.

Pour obtenir du gaz «ON SPEC» le gaz brut venant des puits subit un traitement en chaîne

pour éliminer l’eau et récupérer les fractions d’hydrocarbures (condensât et GPL).

La séparation de condensat et GPL nécessite une colonne à nombre de plateau assez élevé, et

cette colonne sera l’objet de notre étude.

Il nous a été proposé d’étudier la possibilité d’actualiser l’unité de débutaniseur afin de

conserver la composition et la spécification de GPL demandé dans le monde.

Dans la perspective de cette étude, le calcul s’est basé sur :

ètres (T,P) dans la colonne et dans le ballon de reflux.

débutaniseur par le logiciel ‘HYSYS’.

Pour ce faire, On peut dire que le travail se divisera en deux parties, une partie théorique

contient une généralité sur le gaz naturel et le GPL, et aussi la présentation de champ

Gassi Touil et description de l’unité débutaniseur, et enfin la théorie de rectification.

Et l’autre partie est basée sur la détermination des différents paramètres opératoires et en

outre la modélisation du débutaniseur par le logiciel HYSYS.

Chapitre .II.Présentation dela région deGassi touille

Chapitre .I.Généralités

du gaz naturel

Chapitre.III.Théorie de laRectification

Chapitres .IV.simulation deHYSYS et Resiltatet interpréations

LISTE des figuresFigure 01 : Répartition des réserves de gaz naturel dans le monde…….…...........................11

Figure 02 : Capacité de production du gaz naturel dans le monde (%)….…………………..12

Figure 03 : Consommation moyenne annuelle de gaz naturel dans le monde.. ……………..12

Figure 04 : Les voies d’exportations gazières algériennes…………………….……………..14

Figure 05 : Répartition de réserves gazières en Algérie……………………….…………… 15

Figure 06 : Localisation de région Gassi Touil……………………………………………....22

Figure 07 :Le procédé général du CPF……………………………………...……………….25

Figure 08 : Procédé de l’unité G01……………………………………...……………………26

Figure 09 : Procédé de l’unité G05……………………………………….………………….27

Figure 10 : Procédé de l’unité G11………………………………………..…………………28

Figure 11 :Procédé de l’unité G50…………………………………………...………………28

Figure 12 : Unité de stabilisation condensat et de récupération GPL………………………..29

Figure 13:Diagramme de démarrage initial………………………………..…………………32

Figure 14 : Schéma simplifié de la rectification ……………………………………………..35

Figure 15 : Colonne de rectification-01-. ……………………………………………………37

Figure 16 : Zone de rectification…………………………………………………..…………38

Figure 17 : Zone d’épuisement………………………………………………………………39

Figure 18 : Structure opérationnelle …………………………………………………………49

Figure 19 : Représentation de la Zone P10 par Hysys……………………………………....52

Liste des GraphesGraphe 01 : Température au niveau de chaque plateau dans la colonne……………………57

Graphe 02 : Pression au niveau de chaque plateau dans la colonne ………………………..57

Graphe 03 : Influence de la température du fond sur le débit du distillat…………………..58

Graphe 04 : Influence de la température du fond sur le débit du condensat stocké………...58

Graphe 05 : Influence de la température du fond sur la TVR………………………………59

Graphe 06 : influence de la température du fond sur la teneur C5+ dans le GPL………….59

Graphe 07 : Influence de la température du fond sur l’énergie de service du rebouilleur….60

Graphe 08 : Influence de la température du fond sur l’énergie de service d’aérorefrigerant.60

Graphe 09 : Influence de la température du fond sur la température du GPL condensé ….60

Graphe 10 : Influence de la pression sur le débit du distillat………………………………61

Graphe 11 : Influence de la pression sur le volume de condensat stocké………………….61

Graphe 12 : Influence de la pression sur la TVR…………………………………………..62

Graphe 13 : Influence de la pression sur la teneur C5+ dans le GPL………………………62

Graphe 14 : Influence de la pression sur l’énergie de service d’aérorefrigerant…………...62

Graphe 15 : Influence de la pression sur l’énergie de service du rebouilleur………………63

Graphe 16 : Influence de la pression sur la température du GPL condensé………………..63

Graphe 17 : Influence de taux de reflux sur le débit du distillat……………………………64

Graphe 18 : Influence de taux de reflux sur l’énergie de service du rebouilleur…………...64

Graphe 19 : Influence de taux de reflux sur l’énergie de service d’aérorefrigerant………...65

Graphe 20 : Influence de taux de reflux sur la température du GPL condensé……………..65

Graphe 21 : Influence de taux de reflux sur la teneur C5+ dans le GPL…………………...66

Graphe 22: Influence de taux de reflux sur le volume du C5+stocké………………………66

Graphe 23: Influence de taux de reflux sur la présence du C2- dans le GPL………………67

Liste des tableaux

Tableau 01 : Caractéristiques du gaz naturel……………………………………….............06

Tableau 02 : Composition molaire du GPL. ……………………………………………….15

Tableau 03: Les principaux champs de la région de Gassi Touil(GTL)…………………...23

Tableau 04 : Domaines d’applications de l’équation de PENG ROBINSON……………..49

Tableau 05: Caractéristiques de l’alimentation de débutaniseur (cas design)……………...51

Tableau 06: Composition des charges d’alimentation (cas design)………………………...51

Tableau 07: Caractéristique des produits “sortie débutaniseur – Peng Robinson”…………52

Tableau 08: Composition des produits « sortie débutaniseur – Peng Robinson »………….53

Tableau 09: Ecart des résultats obtenus par les simulateur «Peng Robinson »……………..54

Tableau 10: Caractéristiques de l’alimentation (cas actuel)………………………………...55

Tableau 11: Composition de l’alimentation (cas actuel)……………………………………55

Tableau 12 : Composition des produits finis (cas actuel)…………………………………...56

REMERCEMENT

Au terme de ce travail,je tient à remercier le bon dieu pour le courage et lapatience qu'il ma donné afin de mener ce projet a

terme.

Je remercier vivement tout le personnel de universitékasdi merbah particulièrement au département gènes

gaz Natural.

Egalement à tous le personnel de SONATRACHE enparticulier Mer Khaled, au service exploitation,

Messieurs (M.NAIMA, NAMLI,CHAOUKI.S …etc.),au service de travaux neuf, qui mon aidé, soutenu

pendant toute la période du stage.Tout mes reconnaissance et gratitude pour Mr NAIMA,

qui m’a été d’une aide très précieuse.

Je remercie également mon professeur consultant MedChaib .H, pour ses orientations et conseils.

Enfin je remercie toute personne ayant contribuéde prés de loin à la réalisation de ce Toufik,

belkacem, mouhi, et toute ma famille pour leurssoutient

Sabri GhendirSalah Sayah lembarek

Title :

The objective of this work is the optimization of the parameter(T,P) that’s last is impression of

separation unit over the purity and production norms of LPG and Gasoline ,for this reason ,we

chose the gas processing unit of Gassi Touil as example of work ,and study the various

thermodynamics models and calculation algorithms to improve the accuracy of simulation results.

We had used the simulator HYSYS to evaluate the current case and optimize the technological

parameters of fractionation columns in order to get the final products respecting the standards

and specifications required.

Key words:

Simulation ,optimization, modeling of distillation column, thermodynamic models , LPG,

Gasoline, HYSYS

ملخص

ƻǔ Ƽƹ ƥ Өǂ Ƶǚǚיǁ Ǆǁ ƴƺƞƵǚƵǚƼǊƄҸҚإنتاجووحدة الفصلعلى تأثرالتي)الحرارة و الضغط(امن

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Ғƫə ƼǊƄҸҚƵ ǜ وق ǛƄҸƵǚ ғ ǛǊƹײ ǚǄһǃالمحاكاة.نتائج

الفصل أعمدة

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ƢǊƋأعمدةأنماط,المحاكاة , ƴƌ ƨƵǚھایسیس.غاز البترول الممیع, البنزین, برنامج ,الترمودینامیكRésumé:

L’objectif de ce travail est l’optimisation de paramétrer(T , P) , ces derniers l’influence de cette

unité est sur la changement de la colonne de distillation (débutaniseur). L’unité de

fractionnement sur la pureté et les normes de production de GPL et condensat .Pour cette raison,

nous avons choisi l’unité de traitement de gaz de Haoud Gassi Touil comme un exemple de

travail, et étudier le modèle thermodynamique et les algorithmes de calcul afin d’amélioier la

précision des résultats de simulation .

Nous avons utilisé le simulateur de HYSYS pour évaluer le cas actuel et optimiser les paramètres

technologiques dans les colonnes de fractionnement pour avoir les produit finaux en respectant

les normes et les spécifications exigées.

Mots Clés : Simulation ,HYSYS, optimisation, modélisation des colonnes de distillation, modèles

thermodynamiques, GPL, condensat.

ABSTARCT

SOMMAIREI.1.Introduction…………………………………………………………………………………..2

Chapitre I : Généralités du gaz naturel

I.2.Origine du gaz naturel…………………………………………………………………...…...3

I.3.Types de gaz naturels……………………………………….……………………………….4

I.3.1Gaz associé……………………………………………………………..…………………..4

I.3.2Gaz non associé………………………………………………………………...…………..4

I.3.3Gaz à condensat………………………………………………………………………...…..4

I.3.4Gaz humide……………………………………………………………………..…………..4

I.3.5Gaz naturel sec…………………………………………………………….………………..4

I.4Caractéristiques du gaz naturel………………………………………………...…………….5

I.4.1 Pouvoir calorifique…………………………………………………………….…………...5

I.4.2 Pouvoir calorifique supérieur(PCS) ……………………………………………...………..5

I.4.3 Pouvoir calorifique inférieur (PCI) ………………………………………………………..5

I.4.4Chaleur latente de condensation (ou de vaporisation)……………………………………...6

I.4.5 Viscosité…………………………………………………………………………………....6

I.4.6Masse volumique………………………………………………………………………..….6

I.4.7Densité………………………………………………………………………………...…….6

I.4.8.Volume massique……………………………………………………………………..……6

I.4.9.Composition chimique de gaz…………………………………………………………...…6

I.5 Utilisation du gaz naturel …………………………………………………………….…...…7

I.6 Avantages et Inconvénients du Gaz Naturel………………………………………..……..…7

I.7 Traitement de gaz naturel …………………………………………………………….…...…8

I.7.1 Procédés HUDSON……………………………………………………………………...…8

I.7.2 Procédés PRITCHARD ………………………………………………….……………...…8

I.8 Gaz naturel dans le monde…………………………………………………………….....…10

I.8.1 Réserves mondiales de gaz………………………………………………………….....…10

I.8.2 Production de gaz dans le monde………………………………………………….…...…11

I.8.3Consommation mondiale de gaz naturel……………………………………………..……11

I.9Production du gaz naturel en Algérie………………………………………………...…...…12

I.9.2Richesse Algérienne en gaz naturel……………………………………………..……...…13

I.10 GAZ DE PÉTROLE LIQUÉFIE (GPL). ………………………………………..……..…14

I.10.1 Définition………………………………………………………………………..………14

I.10.2 Composition molaire du GPL……………………………………………………..…….14

I.10.3 Sources du GPL…………………………………………………………………...…..…15

I.10.4Caractéristiques générales du GPL………………………………………………....……15

I.11 GPL dans le monde………………………………………………………………....……..16

I.11.1 Production mondiale du GPL………………………………………………………....…16

I.11.2 Consommation mondiale du GPL………………………………………………….....…16

I.12GPL en Algérie……………………………………………………………………….....…17

I.13Domaines d’utilisation du GPL………………………………………………………...…..17

I.14.Exportation du GPL………………………………………………………………….....…19

I.15 Condensât…………………………………………………………………………….....…19

I.15.1 Définition…………………………………………………………………………..……19

I.15.2Caractéristiques du Condensât ……………………………………………………..……19

I.15.3Domaines d’utilisation du Condensât……………………...……………… ………...…20

Chapitre II : Présentation de la région de gassi touille

II.1. Situation géographique ………………………………………………………………...…21

II.2.Historique et découverte du champ de GASSI TOUIL……………………………..…..…21

II.3. Les installations pétrolières et gazières du site de Gassi Touil…………………….……...23

II.3.2. Projet CPF (Central Production Facilites 2014) ………………………………………..23

II.3.2.1. Description de la nouvelle unité de traitement du gaz……………………………...…23

II.3.2.2Description du procédé ………………………………………………………………...23

III.3.2.3. Différents zones d’usine……………………………………………………………...25

II.4.Unité de stabilisation du condensat/débutanisation (P10) ………………………….…..…28

II.4.1.Description du système ……………………………………………………………...…..28

II.4.2.Stockage et Expédition ……………………………………………………………....….29

II.5.Procédure du démarrage initial ………………………………………………………....…30

II.6.Démarrage normal ………………………………………………………………………...31

II.7.Arrêt programmé ……………………………………………………………………….....32

II.8.Procédure d’arrêt d’urgence ……………………………………………………..………...33

Chapitre III : Théorie de la Rectification

III.1 Introduction…………………………………………………………………………….....34

III.2 Définition de la rectification …………………………………………………………...…34

III.3 description de la colonne de rectification ………………………………………………...35

III.4 Principe de fonctionnement d’une colonne de rectification……………………………....36

III.4.1 Bilan matière de la colonne de rectification…………………………………...……..…37

III.4.2 Choix de la pression dans la colonne…………………………………………………...39

III.4.3Régime de température de la colonne…………………………………………………...40

III.4.4 Taux de vaporisation et composition des phases liquides et vapeur de la charge………41

III.4.5 Choix du taux de reflux………………………………………………………………....42

III.4.6 Bilan thermique de la colonne………………………………………………………......43

III.5Types de colonne de rectification ……………………………………………………...….45

III.5.2 Colonnes à garnissage……………………………………………………………...…...45

III.5.3Comparaison entre les colonnes à plateaux et à garnissage………………………..……46

Chapitre IV : Simulation de HYSYS

IV.1 Introduction………………………………………………………………………..……...47

IV.2 Description du logiciel HYSYS…………………………………………………..………47

IV.2.1 Le choix du modèle thermodynamique………………………………………...….……47

IV.3 partie calcule…………………………………………………………………..………….50

IV.3.1 Problématique……………………………………………………………...……………50

IV.3.2 Vérification du cas design………………………………………………..……………..50

IV.3.3Présentation des résultats et interprétation………………………………..……..………52

IV.3.4 Vérification du cas actuel……………………………………………...………..………54

IV.3.5 Influence des paramètres opératoires sur le procédé………………...………….………58

u.k.m o 2015/2016 - bibliothèque centrale université de ......figure 10 : procédé de l’unité...

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