Ibrahim Younouss Wakai

UNIVERSITE KASDI MERBAH OUARGLA

Faculte des Sciences et de la Technologie

et des Sciences de la Matière

Département de Génie des procédés

Mémoire

MASTER ACADEMIQUE

Domaine : Sciences et Techniques

Filière : Génie des procédés

Spécialité : Raffinage et technologie des hydrocarbures

Presenté par : Ibrahim Younouss Wakai

Thème

Soutenu le 16/06/2012

Devant le jury composé de:

Mr. BOUKESSANI MA Examinateur

Mr. D SID ROUHOU MA Examinateur

Mr. M KORICHI MC Rapporteur

2011-2012

Développement des corrélations pour le calcul des

propriétés du pétrole et de ses fractions

N° d’ordre : N° de série :

Résumé :

Le présent travail s’articule autour de la thématique de l’évaluation des propriétés de produits

pétroliers liquides.

Cette évaluation se fait au moyen d’un développement de corrélations basé sur de données

expérimentales, par lesquelles ce développement des corrélations détermine à priori la

spécifique gravité, car la connaissance de cette dernière permettra de corréler les plupart des

autres propriétés d’un produit.

Pour évaluer un produit, le développement des corrélations dispose des deux méthodes de

détermination de la spécifique gravité : une par calcul direct qui se fait au moyen des

équations issues de la régression linéaire, et l’autre assistée par un logiciel, précisément celui

de HYSYS pour la corrélation de la spécifique gravité.

Mots clés : développement des corrélations, Spécifique gravité, Logiciel HYSYS, XLSTAT,

et Propriétés.

Abstract :

This work is articulated around the evaluation of the oil fuel properties.

This evaluation is done by means of a development of correlations based on experimental

data, by which this development of the correlations determines a priori specific gravity,

because the knowledge of the latter will make it possible to correlate the majority of the other

properties of a product.

To evaluate a product, the development of the correlations has the two methods of

determination of specific gravity:one by direct calculation which is done by means of the

equations resulting from the linear regression, and the other assisted by a software, precisely

that of HYSYS for the correlation of specific gravity.

Key words: development of the correlations, Specific gravity, Software HYSYS, XLSTAT,

and Properties.

I

Sommaire I

Liste des figures & Liste des tableaux III

Nomenclature IV

Introduction générale 1

Chapitre I : Généralité bibliographique

I-1 Introduction 3

I-2 Différent types des hydrocarbures pétroliers 3

I-3 Principales propriétés du pétrole 4

I-3-1 Densité 4

I-3-2 Masse moléculaire 5

I-3-3 Tension de vapeur 5

I-3-4 Point d’éclair 6

I-3-5 Point d’écoulement ou de congélation 7

I-3-6 Viscosité 8

I-3-6-1 Viscosité dynamique 8

I-3-6-2 Viscosité cinématique 9

I-4 La méthode de développement des corrélations 10

I-4-1 Distillation ASTM 11

I-4-2 Distillation TBP de pétrole brut 12

I-5 Conclusion 13

Chapitre II : Modélisation et Application

II-1 Introduction 14

II-2 Méthodologie 14

II-2-1 Modélisation 14

II-2-1-1 Base de données 14

II-2-2 Méthode de calcul direct 15

II-2-2-1 Vérification de la régression d’Albahri 16

II-2-2-2 La régression sur le pétrole de RHM2 18

II-2-2-2-1 Les données expérimentales 18

II-2-3 Méthode de détermination par logiciel 21

II-2-3-1 Méthodologie de la corrélation par Hysys 21

II-2-3-1-1 Les étapes à suivre 21

II-3 Conclusion 22

II

Chapitre III : Résultats et discussions

III-1 Introduction 23

III-2 Résultats de SG à partir de la méthode de calcul direct 23

III-2-1 Résultats de SG des fractions de RHM2 23

III-2-2 les résultats de SG du brut de RHM2 25

III-3 Résultats de SG à partir de la simulation par logiciel 26

III-3-1 Résultats de SG des fractions à partir du logiciel HYSYS 26

III-3-2 Résultats de SG du brut à partir du logiciel HYSYS 28

III-4 Discussion sur les résultats des deux méthodes utilisées 29

III-5 Détermination des autres propriétés par la SG et/ou température

d’ébullition

30

III-6 Conclusion 31

Conclusion générale 32

Recommandation 32

Références bibliographique 33

Annexe 34

III

Figure Titre de la figure Page

I-1 Dispositif de mesure de pression de vapeur REID 6

I-2 Dispositif de mesure de point d’éclair 7

I-3 Schéma du diagramme de développement de corrélation 10

I-4 Dispositif et courbe de la distillation ASTM 11

I-5 Dispositif de la distillation TBP 12

II-1 Fenêtre du logiciel HYSYS 21

II-2 L’espace de la corrélation HYSYS 22

III-1 Coefficient de corrélation du modèle 12 25

III-2 Coefficient de corrélation du modèle 13 25

Tableau Titre de tableau Page

I-1 Quelques valeurs de viscosité dynamique des produits usuels 8

II-1 Comparaison des régressions 17

II-2 Régression en fonction des nombres d’échantillon 17

II-3 Données de la distillation ASTM D86 des fractions de RHM2 18

II-4 Données de la distillation TBP du brut de RHM2 19

III-1 Les résultats de SG des fractions pétrolières de RHM2 par calcul direct

24

III-2 Les résultats de SG pour le brut de RHM2 par calcul direct 26

III-3

Résultats de SG des fractions pétrolières de RHM2 par la méthode

HYSYS 27

III-4 Résultats de SG du brut de RHM2 par HYSYS 28

Liste des tableaux

Liste des figures

IV

Nomenclature

API American petroleum Institute

ASTM American Society for testing Materials --

d15

4 Densité à 15°C par rapport à l’état standard de l’eau

à 4°C --

Eq Equation --

Fobj Fonction objectif --

FTIR infrarouge à transformé de fourrier --

GC Chromatographie gazeuse --

IR Infrarouge --

Mape Mean absolute percentage error %

Mmél Masse moléculaire du mélange Kg /mol

mid%-volume Mi volume percent (50%) %

NBP Normal Boiling Point °C

Pc Pression critique atm

Ppc Pression pseudo-critique atm

R² Coefficient de régression

RHM2 Raffinerie de Hassi Messoud --

RMN Résonance magnétique nucléaire --

SG60/60°F Spécifique gravité à 60°F (15,55°C) --

TBP True boiling point --

Tb Température d’ébullition °C

Tc Température critique °C

Tmav Température mean average °C

Tpc Température pseudo-critique °C

TVR Tension de vapeur Reid atm

Tx Température à x% volumique °C

%vol. Pourcentage volumique %

Symboles Signification Unité

Introduction générale

1

Introduction générale :

Toutes les études effectuées sur le pétrole brut, montrent que ce dernier contient un

nombre pratiquement infini de constituants, autrement dit, d’un mélange complexe constitué

des milliers des composés chimiques non définis, et ces composés présentent une difficulté

incontournable vis-à-vis de leur évaluation, donc la détermination de leur propriété n'est pas

une chose facile, pour ce faire, plusieurs méthodes analytiques avec des équipements

ultrasophistiquées ont été mises à jour, parmi ces méthodes, on cite entre autres la GC

(chromatographie gazeuse), IR (infrarouge), FTIR (infrarouge à transformé de fourrier), RMN

(résonnance magnétique nucléaire). Ce pendant, ces méthodes présentent une manipulation

complexe, un prix couteux et un état d’appareillage très fragile, par conséquent elles n’ont

pas trouvé une large acceptation dans l’exploitation quotidienne de raffinage malgré leur

prédiction exacte.

Pour y remédier, durant toutes ces cinq dernières décennies, les scientifiques

cherchèrent sans cesse une solution plus adéquate, plus simplifiée et économiquement

accessible à tous. Ainsi, ils ont pu mettre à point le Tabsérie ou développement des

corrélations simplifiées; qui est une méthode expérimentale s’intéressant uniquement à la

densité, car la densité constitue la caractéristique physique la plus importante d’un produit

pétrolier, en partant d’elle on peut mettre en corrélation presque la plupart des autres

propriétés des produits pétroliers. Dans l’industrie de raffinage, cette densité est exprimée en

terme de gravité API (American petroleum Institut), cet API est lié directement par la

spécifique gravité [1].

Il a été envisagé que la gravité API et le point d'ébullition (s) sont les paramètres minimums

nécessaires pour caractériser complètement un produits pétrolier avec toutes ses autres

propriétés, ainsi elles peuvent être calculées à partir de ces deux propriétés à eux seuls. [2]

Idéalement, les propriétés des composés du pétrole sont déterminées expérimentalement, ce

qui sous entend que le développement des corrélations est un procédé expérimental se

déroulant dans le laboratoire basé sur des échantillons de fluide réel tiré de la production à

l’étude. Cette méthode de développement des corrélations dépend intégralement de la

distillation ASTM couplé avec de modèle mathématique. Par ailleurs cette méthode peut

aussi être hypothéquée par un logiciel de calcul par exemple HYSYS, qui fournit une

estimation précise de l'ensemble de l’évaluation de combustible pétrolier.

Introduction générale

2

La capacité prédictive de cette méthode est démontrée en prédisant la spécifique gravité (SG)

de produits pétroliers avec une erreur en pourcentage moyenne d'environ 0,87% qui est plus

précis que d'autres méthodes publiées.

En bref, l’objectif de ce travail est celui de la détermination de SG par développement

des corrélations, puis on va hypothéquer par HYSYS pour disposer d’une vision plus large

qui nous permettra d’identifier et classer les composés pétroliers liquides en fonction de

leurs propriétés qui sont entre autres densité, viscosité, le facteur Kuop….

Donc le travail consiste d’abord une détermination par calcul direct basé sur des

équations empiriques puis par un modèle assisté par ordinateur (logiciel).

Ce travail relève d’une grande importance, car il ne s’agira pas seulement d‘identifier

et de classer les composés mais aussi par la suite les données qu’on disposera, nous sont très

utiles pour la conception et le fonctionnement des procédés de raffinage du pétrole.

Alors, comment cette méthode de développement des corrélations pour le calcul des

propriétés des combustibles pétroliers et leurs fractions peut-elle se pratiquer ?

Comment détermine t-on la SG par cette méthode et par conséquent l’API ?

Pourrions-nous hypothéquer cette méthode par des logiciels de calcul en occurrence

celui de HYSYS pour une précision plus exacte ?

Peut-on juger satisfaisant ? Que l’API et la température d’ébullition à eux seuls

peuvent prédire les autres propriétés.

Pour respecter l’ordre chronologique d’un travail scientifique, et un apport des réponses aux

questions soulevées, pour cela, notre travail est repartit en trois (3) chapitres structurés comme

suit :

Le premier chapitre apporte une vision claire et générale sur les principales propriétés

des produits pétroliers ainsi que la méthode utilisée pour leurs déterminations.

Le deuxième chapitre met en évidence la modélisation et l’application de la méthode

de développement des corrélations pour le calcul des propriétés.

Le troisième chapitre est consacré aux résultats et discussions du travail. Puis on

achève le travail par une conclusion générale et une recommandation.

Chapitre I Généralité bibliographique

3

Chapitre I : Généralité bibliographique.

I-1 Introduction :

Le présent chapitre s’articule autour de la thématique des propriétés générales du pétrole

brut et de ses fractions ainsi que la méthode utilisée pour déterminer les propriétés.

Comme on l'a énuméré précédemment, le pétrole brut est un mélange des milliers

d’hydrocarbures différents, et se caractérise par plusieurs propriétés physique et chimique qui

sont entre autres la masse moléculaire (150-300), la densité (0.7—0.9), la température de

congélation, la viscosité, la tension de vapeur, ….

Alors la question qui se pose, est, ce quoi la propriété d’un corps? Et comment l’évalue t-on ?

Par définition, la propriété d’un corps ; c’est le monopole propre, la caractéristique ou la

spécification particulière d’un corps donné. Ainsi, à l’instar des autres corps, le pétrole a ses

propriétés physico-chimiques qui la définissent et la différencient des autres, et toutes ses

propriétés sont en fonction de sa nature, c'est-à-dire en fonction de la matière et de la teneur

en hydrocarbure qu’il constitue.

En effet, le pétrole brut se présente sous trois formes :

Les hydrocarbures purs

Les fractions pétrolières

Les mélanges d’hydrocarbures purs ou des fractions pétrolières

Dont l’évaluation des propriétés de ces trois formes pétrolières varie d’une espèce à une

autre.

I-2 Différent types des hydrocarbures pétroliers

a) Hydrocarbures purs : les principales propriétés physico-chimiques de ces composés

sont déterminées à partir des abaques en fonction de la pression et de la température

faisant généralement l’objet de courbes.

b) Fractions pétrolières : la complexité de leur composition n’en permet pas l’analyse.

Seules seront connues, en général, la densité et la courbe de distillation A S.T M. qui

permettent, par l’intermédiaire du facteur de caractérisation, de se faire une idée de la

structure moléculaire moyenne. Dans ce domaine, la règle générale consiste à trouver

une équivalence entre la fraction complexe et un hydrocarbure pur fictif qui aurait les

mêmes caractéristiques physico-chimiques que la fraction. Cette équivalence portera,

soit sur le poids moléculaire, soit sur la température d’ébullition, soit sur les


4

coordonnées critiques, etc. dans ces conditions, à partir de la connaissance de la

densité et de la courbe de distribution ASTM, qui permet la détermination de la

température moyenne pondérée d’ébullition, les caractéristiques physiques principales

d’une fraction pourront s’obtenir, soit directement en utilisant les données relatives

aux hydrocarbures purs ayant précisément la même densité et la même température

d’ébullition, soit indirectement par des corrélations empiriques[3].

c) Mélanges d’hydrocarbures purs ou de fraction pétrolière : la plupart des produits

pétroliers sont des mélanges, relativement simple dans le cas des gaz, mais très

complexes quand il s’agit de fraction liquides. Par ailleurs, les produits commerciaux

sont, en général, des mélanges de fractions elles même complexes : essences,

carburéacteurs, fuel-oil et huiles, afin d’obtenir les spécifications désirées. Il est donc

nécessaire de connaitre les lois d’additivité des diverses propriétés en mélange. Si

certaines caractéristiques telles que densité, poids moléculaire, enthalpie … se

pondèrent selon une formule mathématique très simple correspondant à une loi

thermodynamique donnée, d’autres, au contraire, telles que viscosité, indice d’octane,

point de congélation… font appel à des corrélations empiriques ou résultats de tests

nombreux [3].

D’après ces classes de famille pétrolières, on voit qu’en ce qui concerne les hydrocarbures

purs, il n’y a pas d’énorme obstacle dans l’évaluation de leur propriété, mais l’obstacle se

restreint dans les fractions et les mélanges des fractions pétrolières.

Alors quelles sont les propriétés tant rencontrées dans le milieu de l’industrie de raffinage ?

I-3 Principales propriétés du pétrole :

I-3-1 Densité : dans l’industrie pétrolière, on utilise la densité relative, comme étant le

rapport du poids d’un certain volume d’échantillon à une température T au poids du même

volume d’eau à une température standard. Le choix de l’état standard à 4°C permet

l’identification des chiffres qui mesurent la densité et la masse volumique. La densité légale

en France se mesure à 20°C et à pour symbole :

d204 =

𝑝𝑜𝑖𝑑𝑠 𝑑 ′ 𝑢𝑛 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑖𝑡 à 20°

𝑝𝑜𝑖𝑑𝑠 𝑑𝑢 𝑚𝑒𝑚𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑 ′ 𝑒𝑎𝑢 à 4° (1) [3]

Dans les pays anglo-saxon, la mesure de la densité se rapporte à celle de la spécifique gravité

par hydromètre, ou celle par pycnomètre. Il faut souligner l’inversion du sens des mots

spécifique gravité et densité qui signifient respectivement densité et masse volumique.


5

La spécifique gravité est définie pour deux températures standard identiques, soit 60°F

(environ 15°C) et a pour symbole : sp.gr ou sp.gr.60 /60 ou encore SG. Ainsi il ya une

relation qui relie la SG60/60 à la densité d15

4. Voir la relation suivant :

d15

4 = 0,99904 Sp.gr60/60°F (2)

I-3-2 Masse moléculaire : C’est l’une des caractéristiques physico-chimique essentielles du

pétrole et des ses fractions. Le pétrole étant un mélange complexe d’hydrocarbures, la

mesure de sa masse moléculaire donne une valeur moyenne en fonction de ses composants :

-Pour un corps purs ou mélange des corps purs : la masse moléculaire peut s’écrire :

M= ∑𝑀𝑖.𝑥𝑖

∑𝑥𝑖 (3) avec xi et Mi : respectivement la fraction molaire et la masse

moléculaire du constituant i

-Pour une fraction pétrolière : nous avons recours à des corrélations faisant intervenir des

grandeurs physiques différentes : Kuop, densité, température… ainsi il est possible de déduire

graphiquement la masse moléculaire, ou bien par de formule prédéfinie, telle donnée par le

scientifique russe Vinov par exemple [3].

M= f (d, T)

-Pour le mélange des fractions pétrolières : la masse moléculaire peut s’obtenir par la

relation suivante : Mmél = 𝐺1𝐺2

𝑀1

+ 𝐺2𝐺3

𝑀2

+…………………………+ 𝐺𝑛

𝐺𝑛 +1

𝑀𝑛

(4)

Avec Gi poids et Mi masse moléculaire du constituant i du mélange

I-3-3 Tension de vapeur : tension de vapeur mesure la tendance des molécules à s’échapper

d’une phase liquide pour engendrer une phase vapeur en équilibre thermodynamique. Il existe

de nombreux diagramme représentant les courbes de tension de vapeur des hydrocarbures

purs jusqu’à 8 ou 10 atomes de carbone dans la molécule. Ces diagrammes seront à utiliser

pour tous les problèmes concernant les hydrocarbures légers en occurrence l’essence, exigeant

une bonne précision par la TVR ; tension de vapeur Reid, qui est une caractéristique

essentielle de l’essence, son essai comprend une cuve à échantillon, une chambre à air

représentant environ quatre fois le volume de la cuve, un bain thermostatique à 100°F et un

manomètre, l’ensemble est agité convenablement, ainsi le manomètre est branché à la

chambre à air et donne une indication de pression qui se stabilise lorsque l’équilibre est

atteint. Cette valeur limite de la pression mesure la tension de vapeur Reid de l’essence, que

l’on exprime en g/cm2 ou en psi [3].


6

L’essai de tension de vapeur est très important, car il indique, d’une manière indirecte, la

teneur en produits très légers qui conditionnent la sécurité au cours du transport, les pertes au

stockage et la volatilité des essences. Voir le dispositif ci-dessous :

Figure (I-1) : dispositif de mesure de pression de vapeur REID [4]

I-3-4 Point d’éclair

Le point d’éclair est la température à laquelle les vapeurs du produit pétrolier forment avec

l’air sur la surface du liquide, un mélange qui s’enflamme en présence d’une flamme. Son

essai consiste à chauffer dans un creuset ouvert ou fermé à vitesse déterminée un échantillon

du produit jusqu’à ce qu’une quantité suffisante d’éléments volatils soit vaporisée et puisse

être enflammé par une petite flamme que l’on déplace au dessous du creuset. Dés qu’une

légère explosion se produit, on note la température du produit, qui correspond au point

d’éclair ou flash point. Si l’on continue à chauffer, on obtient une flamme stable. La

température correspondante est le point d’inflammabilité. Pour sa mesure plusieurs appareils

existent selon leur conditions d’application, voir l’un de dispositif ci-dessous [3].


7

Figure (I-2) : Dispositif de mesure de point d’éclair [4]

Ce point d’éclair caractérise la teneur en produit volatils et permet ainsi de connaitre jusqu’à

quelle température un produit pourra être chauffé sans danger, de plus, il renseigne l’operateur

d’une unité de distillation sur le fonctionnement des strippings. Si le point d’éclair est trop

bas, il y a lieu d’augmenter le débit de vapeur d’eau au fond de colonne pour revaloriser

davantage de fractions légères.

I-3-5 Point d’écoulement ou de congélation :

Le point d’écoulement des produits pétroliers (huiles, gasoil, fuel-oil) est la plus basse

température à laquelle un produit contenu dans un tube à essai ne coule plus lorsque celui-ci

est incliné. Ce point permet d’apprécier les limites de température à respecter dans la mise en

œuvre des produits, en particulier, pour leur pompage en hiver, alors le point d’écoulement

est une caractéristique particulièrement importante pour les produits pétroliers quand il s’agit

de leur utilisation aux basses températures [3].


8

I-3-6 Viscosité : La viscosité est généralement définie comme étant la caractéristique de la

résistance à l’écoulement d’un fluide ; elle intervient dans tous les phénomènes liés à

l’écoulement des fluides :

– pertes de charge dans les tuyauteries

– écoulement dans les vannes, les soupapes et tous les types de restrictions

– pompage

– filtration – décantation

La viscosité est d’autant plus grande que la résistance à l’écoulement est élevée et, en raison

des différentes méthodes de mesure utilisées pour la déterminer, on distingue deux types de

viscosité : la viscosité dynamique et la viscosité cinématique.

I-3-6-1 Viscosité dynamique

La viscosité dynamique notée µ (Mû), appelée encore viscosité absolue, c’est l’effet de la

traduction des interactions moléculaires au sein d’un fluide en mouvement.

Traditionnellement, la viscosité dynamique était exprimée en poises (P) ou en centpoises

(cP). Elle est maintenant mesurée dans le système international d’unités en pascal-seconde

(Pa.s). En pratique, la correspondance entre les 2 systèmes d’unités est simple puisque le

centpoise correspond exactement à la milli pascal seconde (mPa.s)

1 cP = 1 mPa.s = 0,001 Pa.s

Le tableau suivant donne quelques valeurs de viscosité dynamique de fluides usuels

Tableau (I-1) : Quelques valeurs de viscosité dynamique des produits usuels [3]

Constituants

Viscosité dynamique à 20°C

(en cP ou en mPa.s)

Liquides : éther

n-octane

Eau

Mercure

Kérosène

Éthylène glycol

Acide sulfurique pur

Huiles

0.24

0.55

1.0

1.6

2.5

20

23

150

Gaz :

vapeur d’eau

Air

0.010

0.019


9

La viscosité dynamique µ des liquides peut être mesurée par exemple à l’aide de

viscosimètres rotatifs dont le principe de fonctionnement repose sur la mesure du couple

résistant lié à la mise en rotation d’un mobile tournant au sein de l’échantillon à analyser [3].

I-3-6-2 Viscosité cinématique

La viscosité cinématique notée υ (Nû), c’est le rapport de la viscosité dynamique par

la masse volumique d’un fluide. D’utilisation courante pour les liquides, elle prend en compte

la masse volumique ρ du fluide à la même température. Cette dernière intervient chaque fois

que l’on détermine une viscosité en mesurant un temps d’écoulement sous charge, c’est-à-dire

le temps mis par un liquide pour s’écouler à travers un orifice sous l’action de son propre

poids. On conçoit en effet que le temps obtenu dépend non seulement de la viscosité propre

du liquide mais aussi de sa densité.

La viscosité cinématique est obtenue à partir de la viscosité dynamique par la formule

suivante:

Viscosité = 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑡 é 𝑑𝑦𝑛𝑎𝑚𝑖𝑞𝑢𝑒 µ

𝑚𝑎𝑠𝑠𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑖𝑞𝑢𝑒 𝜌

υ = µ

𝜌 (5)

Habituellement exprimée en stokes (St) et en centistokes (cSt), la viscosité cinématique dans

le système SI (système international) doit être mesurée en mètres carré par seconde (m2/s). La

correspondance avec les unités habituelles est la suivante :

1 St = 10–4 m2/s

1 cSt = 0, 01 St = 10–6 m2/s = 1 mm2/s

1 cSt = 1 mm2/s


10

I-4 Méthode de développement des corrélations

Les propriétés citées ci-haut peuvent être évaluées par un nombre important de

méthode, mais, dans ce travail, l’évaluation se fait par le développement des corrélations qui

se base sur deux méthodes ; celle de détermination par calcul direct et celle par logiciel de

simulation, En occurrence par le simulateur HYSYS ; qui est une méthode de simulation par

excellente, disposant d’une large gamme de base des données, avec une approche exacte, une

vitesse et une efficacité hors paire.

Figure (I-3) : Schéma du diagramme de développement de corrélation

La SG déterminée servira à hypothéquer les autres propriétés.

Les deux méthodes de détermination celle par calcul direct et par logiciel de simulation

seront développées dans le chapitre suivant.

Le développement des corrélations fait appel à des données expérimentales issues de la

distribution ASTM pour les fractions et TBP pour le brut.

Mais que savons-nous sur la ASTM et le TBP ?

Détermination par calcul direct

Méthode de Développement

des corrélations

Détermination par logiciel de simulation

Détermination hypothéquée des autres propriétés

SG


11

I-4-1 Distillation ASTM :

La distillation ASTM (American Society for Testing Materials) est le fractionnement

des fractions, elle permet de prévoir le comportement global d'un pétrole brut durant la

distillation TBP. Elle fournit à l'utilisateur de précieux renseignement sur la composition d'un

produit pétrolier. En effet, selon la composition les points initiaux et finaux de distribution

seront distingués, de même que les points intermédiaires peuvent être distribués

différemment. L'essai de distillation ASTM est régi par des normes, et présente l'avantage

d'être rapide. Généralement, cet essai est utilisé pour fournir les spécifications de distillation

des produits pétroliers [5].

Figure (I-4) : dispositif et courbe de la distillation ASTM [4]


12

I-4-2 Distillation TBP de pétrole brut :

L'industrie pétrolière nécessite quotidiennement des analyses à l’échelle de laboratoire, dont

l’objectif final est celui du respect des spécifications et des normes du marché international,

parmi ces analyse de routine, il ya la distillation TBP; qui est une analyse d'évaluation des

pétroles pour définir les éventuels schémas de valorisation.

Cette distillation TBP « True Boiling Point » ou dite encore distillation fractionnée en

discontinu, est la première opération de raffinage, dont la distillation permet d'obtenir en tête

les constituants du pétrole ayant la même température d'ébullition et de les recueillir

successivement dans des éprouvettes de recette. Le but de la distillation TBP est d'obtenir les

courbes : Température d'ébullition des produits en fonction du pourcentage distillé cumulé

exprimé en poids ou plus fréquemment en volume.

Figure (I-5) : dispositif de la distillation TBP [4]


13

I-5 Conclusion :

D’une manière générale, une propriété, c’est la caractéristique spécifique d’un corps, c’est

identité que dispose ce corps pour se différencier des autres, cette propriété peut être

physique ou chimique, et son évaluation n’est pas du tout simple, mais celle du pétrole et de

ses fractions peut se faire par le moyen de développement des corrélations en se basant sur

ces distributions.

Donc comment les propriétés sont-elles déterminées par la méthode de développement des

corrélations ? La réponse à cette question constitue l’objet du chapitre suivant.

Chapitre II Modélisation et application

14

Chapitre II : Modélisation et application.

II-1 Introduction :

Comme l’indique le titre, dans ce chapitre on met en évidence les modèles de la

méthode de développement des corrélations, et aussi comment cette méthode peut être

adaptée et appliquée par le simulateur HYSYS ? Pour le calcul des diverses propriétés

pétrolières.

II-2 Méthodologie

Pour cette méthode de développement des corrélations, deux voies de détermination de

propriété sont possibles :

La voie de calcul directe

La voie de détermination par logiciel (HYSYS)

Toutes les deux voies de calcul permettent de déterminer les propriétés pétrolières, et elles

s’appuient intégralement sur la distribution ASTM d’une coupe pétrolière quelconque donnée,

ou sur la distribution TBP d’un pétrole brut, par le biais de ces distributions, elles calculent les

propriétés, plus précisément la spécifique gravité (SG), par laquelle les plupart des autres

propriétés vont être hypothéquées.

II-2-1 Modélisation

Comme les pluparts des méthodes de détermination, la méthode de développement des

corrélations fait appel à des relations ou échéances mathématiques, obtenues empiriquement.

Ces équations mathématiques, elles nous permettront de déterminer la SG théoriquement (ou

semi-empiriquement), dans le but de comparaison antérieure avec la SG hypothéquée par

HYSYS, car, ce fait nous permettra de juger les différentes voies de calcul et afin d’en

déduire la meilleure.

II-2-1-1 Base de données :

Les deux voies de calcul du développement des corrélations ont presque la même base

des données. Il suffit de prendre deux à trois coupes de fractions pétrolières, par exemple

naphta, kérosène, et gasoil ou bien le pétrole brut. On effectue leur ASTM et/ou le TBP

ensuite les données obtenues seront utilisées par les deux voies pour calculer la SG.

Que savons-nous ces deux voix de calcul de SG ?


15

II-2-2 Méthode de calcul direct :

Cette méthode de calcul comme son nom l’indique, elle s’effectue d’une manière

directe c'est-à-dire sans intervention de l’ordinateur. Une fois que les données de la distillation

ASTM ou TBP de l’échantillon sont collectées, on procède au calcul de SG par le biais des

relations principales issues de la méthode de moindre en utilisant la régression sur les

données expérimentales.

Par ailleurs, cette méthode de calcul directe a été développée en début 2012 par

TAREQ A. ALBAHRI [2]. Dont il a fait la régression basée sur 206 échantillons des produits

pétroliers koweitiens, et il a obtenu comme résultat de la régression les équations suivantes :

SG=A+B 𝑇𝑏𝑖 90𝑖=10 +C (𝑇𝑏𝑖)90

𝑖=102 (6) [2]

Avec A, B et C des constantes de la régression et Tb température ébullition

A=0.6208

B= 2.0772∗ 10−4

C= -1.788 ∗ 10− 7 et i= 10,….90

Cette équation (6) est utile, quand on dispose les points tels que T10, 30, 50, 70, 90 de la

distribution ASTM, et les calculs peuvent être faits à la main ou en utilisant la calculatrice de

poche sans la nécessité d'un ordinateur. Elle a comme coefficient de corrélation R2

=0.991 et

une erreur maximale de 3,53%.

SG= A+ B(T50) + C(T50)2 (7) [2]

Avec A= 0.6183

B=1.07236∗ 10− 3

C= -9.68∗ 10− 7

L’Eq. (7) est utile lorsque la distribution du point d'ébullition n'est pas disponible. Donc

la température à 50% vol. Peut être approchée par la moyenne des températures initiales et

finales de point d'ébullition, elle a un coefficient de 0,991 et une erreur de 3,64%. Bien que

les équations (6) et (7) soient comparables en termes de pourcentage d'erreur moyenne et de

coefficient de corrélation, le premier est plus préférable quand la distribution complète à point

d'ébullition est disponible.


16

Remarque : Mais l’obstacle en ait que, ces équations ne sont applicables que pour les

fractions pétrolières, et donc non pour le brut, en plus de cela, Albahri a travaillé sur le pétrole

koweitien, vue la différence du pétrole algérien à celui du Koweït, alors on ne peut pas

appliquer ces équations pour le calcul de SG du pétrole algérien.

Ainsi, l’idée nous est venue de faire une régression sur le pétrole algérien afin de disposer nos

propres gammes d’équations adaptables pour le pétrole algérien tant pour ses fractions et que

pour son brut.

Mais avant de revenir au pétrole algérien, on se demande comment Albahri a effectué sa

régression ? Donc une vérification des ses équations et de sa méthodologie est nécessaire.

II-2-2-1 Vérification de la régression d’Albahri :

Par définition une régression, c’est la façon de trouver une relation (équation) qui représente

la tendance des données. Par exemple :

Soient Y, x1, x2, x3… des données brutes, qui seront modélisées pour obtenir une équation du

type :

y= 𝑎𝑖𝑥𝑖 + 𝑏 (8)

Avec : ai, b des constantes, y la spécifique gravité et xi la température de i (constituant).

Pour arriver à l’équation 8, c'est-à-dire déterminer (ai, b), alors on procède comme suit :

Soit F une fonction objectif et Y la spécifique gravité, on définit la relation suivante :

Fobj= [Y cal

] 2− [Y

données] 2

(9)

Ainsi on va faire la régression jusqu’à ce que la Fobj 0.

Le but consiste à trouver les constantes, ensuite justifier l’équation avec le coefficient de

régression R2 qui est donnée par la relation ci-dessous :

R2= 1 –

𝑤𝑖 (𝑦𝑖−𝑦^)2𝑛𝑖=1

𝑤𝑖 𝑦𝑖−𝑦 𝑛𝑖=1 2

(10) avec 𝑦 =1

𝑛 𝑤𝑖𝑦𝑖𝑛

𝑖=1 (11) [6]

Avec yi : la spécifique gravité calculée ; y^ celle de donnée, 𝑦 celle de la moyenne, et wi poids

(généralement égal à 1).

Le R2 s’interprète comme la proportion de la variabilité de la variable dépendante expliquée

par le modèle, plus le R2 est proche de 1, meilleur est le modèle.


17

Pour vérifier les résultats d’Albahri, nous sommes amenés à suivre le même chemin que lui,

en utilisant les 206 échantillons qu’il a entrepris et on fait sa régression surtout celle de la

régression linéaire (voir équation 8). Nous effectuons cette régression avec le logiciel xlstat

qui est un logiciel complémentaire au Microsoft Office Excel, par le biais duquel la méthode

de moindre carré est possible. Ainsi on a appliqué son parcours [voir annexe A] et on a obtenu

à peu prés les mêmes résultats voir le tableau ci-dessous :

Tableau (II-1) Comparaison des régressions

Paramètres clés Présent travail Travail d’Albahri

R2 0.979 0.991

Mape 1,002 0,93

SG moyenne 0.801 0.8006

[R2] : Coefficient de corrélation (régression) [Mape] : Mean absolute percentage error

D’après le tableau (II-1), on constate qu’une faible différence entre notre régression et celle

d’Albahri sur les mêmes échantillons choisis, on peut dire que la vérification est acceptable.

Ainsi on peut suivre la voie d’Albahri pour procéder à la régression du pétrole algérien afin

d’obtenir des équations spécifiques pour ce dernier. Mais avant tout il faut qu’on valide cette

régression afin de justifier scrupuleusement notre parcours.

Validation de la régression:

Pour valider notre vérification sur la régression d’Albahri, on a procédé de la manière

suivante ; c'est-à-dire on fait une première régression avec 70% (181) des échantillons

d’Albahri choisis aléatoirement, et on obtient un modèle dont on vérifie la linéarité de la

courbe du coefficient R², ensuite on prend encore 123 échantillons d’une façon aléatoire et on

fait la régression puis on regarde le changement apporté sur le modèle précédent, si cela n’a

pas beaucoup d’impact alors on valide, mais nous pour approfondir, on a fait une troisième la

régression, cette fois-ci avec 60 échantillons aléatoires et on a validé. [Voir annexe A].

Tableau (II-2) : Régression en fonction des nombres d’échantillon

Nombre d’échantillon Régression linéaire

R2 Mape

181 0,978 1.093

123 0,975 1.15

60 0,978 1.012

Le tableau (II-2) montre que le nombre d’échantillon a peu d’influence sur la validité

de la régression. Alors on peut modeler nos échantillons et avoir des équations. [Voir annexe].


18

II-2-2-2 La régression sur le pétrole de RHM2

II-2-2-2-1 Les données expérimentales : Les données citées ci-dessous sont issues de

laboratoire d’analyse de la raffinerie d’Algérie de RHM2 dans le but d’hypothéquer leur SG

par notre méthode de développement de corrélation.

1- Les fractions pétrolières

Tableau (II-3) : Données de la distillation ASTM D86 des fractions de RHM2

Fractions

Température d’ébullition (°C) à %vol.

PI 5 10 20 30 50 70 80 90 95 PF

Gazoline

39 46 49 54 58 63 70 76 83 94 104

Naphta

150 159 165 169 172 178 186 192 199 205 214

Kérosène

150 159 165 169 172 178 186 192 199 205 214

Gasoil

161 179 188 209 226 254 289 314 352 372 378


19

2- TBP du pétrole brut

Tableau (II-4) : Données de la distillation TBP du brut de RHM2

Fractions

N°

Températur

e

°C

% vol cum Fractions

N°

Températur

e

°C

% vol cum

Légères 15.1 6.86 26 190 48.51

1 65 16.28 27 195 49.70

2 70 17.94 28 200 51.21

3 75 18.67 29 205 52.06

4 80 19.37 30 210 52.93

5 85 20.31 31 215 53.95

6 90 21.66 32 220 55.07

7 95 23.70 33 230 58.53

8 100 24.79 34 240 60.94

9 105 26.49 35 250 63.37

10 110 27.14 36 260 65.71

11 115 28.28 37 270 67.29

12 120 29.98 38 280 67.63

13 125 31.24 39 290 69.26

14 130 33.60 40 300 71.07

15 135 34.11 41 310 72.39

16 140 34.83 42 320 74.22

17 145 36.14 43 330 77.36

18 150 37.55 44 340 78.52

19 155 39.10 45 350 79.97

20 160 40.60 46 360 81.00

21 165 42.18 47 370 82.44

22 170 43.75 48 375 82.67

23 175 45.04 49 380 83.19

24 180 46.26 50 560 96.47

25 185 47.42 résidu + 560 100


20

Par le moyen des ces données, on va essayer de déterminer la SG. En suivant la même voie

qu’Albahri, et avec nos données expérimentales précitées, on peut faire la régression et

disposer des équations pour les fractions et le brut d’Algérie.

Comme résultat de la régression on a obtenu :

Modèle d’équation pour les fractions avec les températures T10……..T90

SG = A+B*T50+C*T70 (12)

Avec : A=0,632215451578396; B=2,03301137403144E-03 et C= -1,09482979130982E-03

Un coefficient de corrélation de 0,996 et erreur max 0,6%

Modèle d’équation pour les fractions avec uniquement T50

SG = A+B*T50 (13)

Avec : A=0,640369319257009 et B= 7,83424630247498E-04

Un coefficient de corrélation de 0,98 et une erreur max de 0,8%

Du même constat que la régression d’Albahri, on voit que l’équation (12) est mieux préférable

et l’équation (13) du point de vu des erreurs obtenues. Mais cette dernière est acceptable

quand on ne dispose pas toutes les données nécessaires.

Modèle d’équation pour le brut

SG= A+B*Tx (14)

Avec A=0,714433723135374; B=3,46993985905147E-04 et Tx: température du constituant i à x%

volumique, un coefficient de corrélation de 0,89 et une erreur max de 1.6%

Donc avec l’aide des équations (12, 13 et 14), nous pouvons déterminer la spécifique gravité

du pétrole algérien par la méthode de calcul direct.


21

II-2-3 Méthode de détermination par logiciel

Cette méthode, c’est celle assistée par l’ordinateur, faisant appel à des logiciels, elle

permet de corréler les propriétés pétrolières en se basant sur les données ASTM pour les

fractions et TBP pour le brut. La corrélation dans ce travail se réalise par le logiciel HYSYS.

Alors comment se fait-elle cette corrélation par ce logiciel ?

II-2-3-1 Méthodologie de la corrélation par Hysys.

II-2-3-1-1 Les étapes à suivre

Démarrage du logiciel : on démarre le logiciel en cliquant deux fois sur son icône,

alors on obtient la fenêtre suivante :

Figure (II-1): Fenêtre du logiciel HYSYS

Accès à l’espace du travail et choix du model thermodynamique :

On clique sur new pour ouvrir notre espace de travail, une fois accéder à cet espace, on nous

exige de choisir un model thermodynamique, alors on fait un click sur l’icône ‘Fluid Pkgs’,

et une autre fenêtre s’ouvre, dans laquelle on y trouve l’icône ‘ADD’ qui nous permet de

préciser notre choix sur le model désiré, en raffinage le model thermodynamique le plus

utilisé est celui de Peng-Robinson, ainsi dans ce travail, on a choisi le Peng-Robinson.


22

Spécification du domaine de travail

Apres avoir choisi le modèle thermodynamique, il est nécessaire de préciser le domaine du

travail, ainsi on passe à ‘’oïl environnement’’ qui s’y trouve juste en haut de la page avec un

icône en forme de baril, ainsi on sera sur notre page de corrélation, dans laquelle, on nous

exige d’introduire un certain nombre des données telles que le % vol( pourcentage volumique)

et la température correspondante, et aussi on nous demande de choisir le types de la

distillation désirée (ASTM ou TBP),(confère la figure suivante).

Figure (II-2) : L’espace de la corrélation HYSYS

Une fois terminer les étapes pour la corrélation, on procède au calcul de la spécifique

gravité [voir annexe B] en entrant les données demandées et remplissant les conditions

opératoires exigées.

II-3 Conclusion :

D’une manière brève, dans ce chapitre, nous avons essayé d’amener une clarté et une

vision nette sur le modèle de la méthode de développement de corrélation, et aussi les voies

qu’elle utilise pour la détermination des propriétés. En ce qui concerne le jugement des

méthodes utilisées, il sera abordé dans le chapitre suivant quand on va disposer de nos

résultats.


23

Chapitre III Résultats & discussions

23

Chapitre III : Résultats et discussions

III-1ntroduction :

Le présent chapitre s’articule autour des résultats de notre travail et des discussions

qu’il en découle et aussi comment déterminé à partir de ces résultats les autres propriétés ?

On va procéder par une présentation des résultats de chacune de méthode utilisée dans ce

travail, puis on met une stratégie de comparaison des méthodes employées surtout d’un point

de vu de difficulté, de précision, de clarté et de l’efficacité de leur détermination de la

spécifique gravité.

III-2 Résultats de SG à partir de la méthode de calcul direct

Cette méthode de calcul direct détermine la SG du pétrole algérien de chacune de ces

fractions et de son brut à partir des équations précédemment modelées par la régression.

III-2-1 Résultats de SG des fractions de RHM2

Le tableau (III-1) présente la SG des fractions pétrolières des différents modèles

d’équation utilisés ainsi que les erreurs engendrées par ces équations.

Tableau (III-1) : Les résultats de SG des fractions pétrolières de RHM2 par calcul direct

Echant

n°

Nom d’échantillon

Température d’ébullition (°C)

à %vol. SG % Erreur

T10 T30 T50 T70 T90 Eq.12 Eq.13 Eq.1

2 Eq.1

3

1 Gazoline 49 58 63 70 83 0,6836 0,6897

-0,28

-0,9

2 Naphta 104 113 119 126 145 0,7361 0,7335

0,6

0,8

3 Kérosène 165 172 178 186 199 0,7904 0,780

0,3

0,8

4 Gasoil 188 226 254 289 352 0,8321 0,8393

0,01

-0,7

D’après le tableau ci-dessus, on constate que l’équation (12) reste le meilleur, car ses

erreurs sont minimes par rapport à celles de l’équation (13), aussi il faut noter que l’équation

(12) prend en compte la totalité des données, par contre l’équation (13) ne se résume qu’à la

donnée de la température d’ébullition à mid%-volume (T50). Mais, en cas de manque des

données, l’équation (13) est vivement recommandée. Pour plus de précision voir les figures

des corrélations ci-dessous.


24

Figure (III-1) : Coefficient de corrélation du modèle 12

Figure (III-2) : Coefficient de corrélation du modèle 13

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,65 0,7 0,75 0,8 0,85

SG

donnée

SG predit

R2= 0,996

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,65 0,7 0,75 0,8 0,85

SG

donnée

SG Prédit

R2= 0,98

D’après les deux figures ci-dessus, on constate que le modèle 12 est meilleur par

rapport au modele13, car son coefficient de corrélation est plus proche de 1 que celui du

modele13 (plus R2 est proche de 1, meilleur est le modèle), de même on voit que le modele12

est en parfait adéquation avec une régression linéaire.


25

III-2-2 Résultats de SG du brut de RHM2

Le tableau ci-dessous présente la spécifique gravité de brut algérien de RHM2 à

différents températures allant du léger jusqu’au résidu.

Tableau (III-2) : Résultats de la spécifique gravité pour le brut de RHM2 par calcul direct

Fractions

N°

NBP

°C

SG Erreur

%

Fractions

N°

NBP

°C

SG Erreur

%

Légère -44,273 0,699 -11,977 26 190,516 0,781 1,0458

1 -39,289 0,701 -5,260 27 201,611 0,784 0,9608

2 -29,632 0,704 -1,245 28 213,924 0,789 0,9335

3 -20,387 0,707 -0,275 29 223,646 0,792 0,8762

4 -11,555 0,710 -0,172 30 231,395 0,795 0,6273

5 -3,135 0,713 -0,294 31 241,107 0,798 0,3303

6 4,872 0,716 -0,332 32 250,907 0,801 0,2803

7 12,589 0,719 -0,00018 33 265,898 0,807 0,9601

8 18,755 0,721 1,0858 34 285,213 0,813 0,7999

9 23,771 0,723 1,1117 35 302,714 0,819 1,2126

10 29,043 0,725 0,9488 36 316,824 0,824 1,2030

11 40,374 0,728 0,5856 37 326,091 0,828 1,5314

12 55,502 0,734 0,3907 38 339,989 0,832 1,0792

13 63,850 0,737 0,4210 39 360,167 0,839 0,4990

14 75,669 0,741 0,0509 40 385,359 0,848 -0,1350

15 88,163 0,745 1,6674 41 411,417 0,857 -0,5892

16 96,008 0,748 1,6351 42 433,479 0,865 -0,7648

17 106,272 0,751 1,3190 43 457,013 0,873 -0,1314

18 116,283 0,755 1,0216 44 480,891 0,881 -0,3600

19 123,499 0,757 1,0113 45 504,036 0,889 -0,9631

20 134,132 0,761 1,2323 46 525,367 0,897 -1,5133

21 145,673 0,765 1,21183 47 543,944 0,903 -2,08789

22 153,980 0,768 1,2036 48 557,325 0,908 -2,3022

23 161,949 0,771 1,5471 49 563,979 0,910 -2,4931

24 170,247 0,774 1,3291 50 567,522 0,911 -0,4160

25 180,002 0,777 1,2006

Le tableau ci-dessus montre qu’à partir d’une température d’ébullition donnée, on peut

calculer la SG du point correspondant avec l’aide du modèle d’équation 14.


26

III-3 Résultats de SG à partir de la simulation par logiciel.

Comme on l’a énuméré précédemment, dans ce travail, la simulation se fait par le

logiciel Aspen HYSYS, car ce logiciel s’avère être parfait pour le calcul de la spécifique

gravité tant pour les fractions pétrolières que pour le brut.

Donc les résultats qui suivent ont été corrélés à partir de HYSYS. En se basant uniquement

sur la température d’ébullition et le pourcentage volumique correspondant.

III-3-1 Résultats de SG des fractions à partir du logiciel HYSYS.

Cette méthode de détermination par HYSYS calcule la spécifique gravité d’une fraction à 50

points différents, cela lui donne une précision plus exacte.

Le tableau (III-3) suivant montre bien les résultats de SG des fractions du pétrole Algérien

de RHM2 (raffinerie de Hassi Messoud) qui ont été hypothéqués par HYSYS.


27

Tableau (III-3) : Résultats de la SG des fractions pétrolières de RHM2

Point SG

point SG

gazoline naphta kérosène gasoil gazoline naphta kérosène gasoil

0 0,6050 0,6716 0,7495 0,7494 26 0,6829 0,7441 0,7880 0,8269

1 0,6082 0,6795 0,7521 0,7529 27 0,6829 0,7451 0,7887 0,8290

2 0,6134 0,6936 0,7572 0,7590 28 0,6829 0,7461 0,7894 0,8312

3 0,6173 0,7034 0,7620 0,7638 29 0,6829 0,7471 0,7900 0,8334

4 0,6200 0,7099 0,7663 0,7677 30 0,6829 0,7482 0,7908 0,8356

5 0,6219 0,7142 0,7698 0,7709 31 0,6829 0,7490 0,7915 0,8379

6 0,6238 0,7170 0,7720 0,7734 32 0,6829 0,7498 0,7923 0,8403

7 0,6258 0,7198 0,7732 0,7756 33 0,6829 0,7506 0,7930 0,8428

8 0,6522 0,7220 0,7741 0,7774 34 0,6829 0,7515 0,7939 0,8453

9 0,6553 0,7238 0,7752 0,7790 35 0,6829 0,7526 0,7947 0,8479

10 0,6581 0,7253 0,7763 0,7804 36 0,6829 0,7540 0,7956 0,8505

11 0,6598 0,7268 0,7774 0,7833 37 0,6829 0,7559 0,7965 0,8534

12 0,6613 0,7284 0,7782 0,7879 38 0,6829 0,7578 0,7975 0,8564

13 0,6628 0,7299 0,7791 0,7922 39 0,6829 0,7599 0,7984 0,8599

14 0,6637 0,7315 0,7798 0,7963 40 0,6829 0,7619 0,7994 0,8638

15 0,6646 0,7329 0,7805 0,7999 41 0,6829 0,7637 0,8003 0,8671

16 0,6658 0,7343 0,7812 0,8031 42 0,6829 0,7653 0,8011 0,8696

17 0,6674 0,7354 0,7819 0,8059 43 0,6829 0,7669 0,8020 0,8722

18 0,6690 0,7365 0,7826 0,8086 44 0,6829 0,7687 0,8030 0,8750

19 0,6707 0,7376 0,7833 0,8111 45 0,6829 0,7706 0,8041 0,8780

20 0,6725 0,7386 0,7840 0,8136 46 0,6829 0,7725 0,8055 0,8807

21 0,6743 0,7395 0,7846 0,8160 47 0,6829 0,7746 0,8067 0,8830

22 0,6761 0,7405 0,7853 0,8183 48 0,6829 0,7774 0,8084 0,8843

23 0,6779 0,7414 0,7860 0,8205 49 0,6829 0,7811 0,8115 0,8860

24 0,6797 0,7423 0,7867 0,8227 50 0,6829 0,7856 0,8152 0,8894

25 0,6814 0,7431 0,7873 0,8248


28

III-3-2 Résultats de SG du brut à partir du logiciel HYSYS.

De la même manière que les fractions, la simulation de la SG du brut suit les mêmes

conditions de départ.

Le tableau ci-dessous montre les résultats de SG du brut de RHM2

Tableau (III-4) : Résultats de SG du brut de RHM2 par HYSYS

Ce tableau (III-4) montre des résultats très proches des résultats expérimentaux si on compare

avec le tableau (III-2) qui représente les résultats du brut par la méthode de calcul direct

Point SG point SG

0 0,5564 26 0,7955

1 0,5611 27 0,8015

2 0,5701 28 0,8079

3 0,5785 29 0,8127

4 0,5864 30 0,8164

5 0,5939 31 0,8210

6 0,6009 32 0,8254

7 0,6075 33 0,8321

8 0,6128 34 0,8404

9 0,6170 35 0,8479

10 0,6215 36 0,8538

11 0,6580 37 0,8577

12 0,6790 38 0,8635

13 0,6897 39 0,8720

14 0,7038 40 0,8826

15 0,7174 41 0,8934

16 0,7254 42 0,9023

17 0,7353 43 0,9114

18 0,7442 44 0,9199

19 0,7503 45 0,9271

20 0,7588 46 0,9324

21 0,7673 47 0,9396

22 0,7731 48 0,9447

23 0,7784 49 0,9472

24 0,7836 50 0,9486

25 0,7895


29

III-4 Discussion sur les résultats des deux méthodes utilisées

D’après les figures et tableaux cités ci-haut présentant les résultats de la spécifique gravité

des fractions et du brut par différent méthodes ; celle par calcul direct et celle par logiciel

HYSYS, on constate que toutes les deux méthodes donnent des résultats irréprochables, mais

il existe une infime différence entre elles. Dans cette optique, nous proposons une

comparaison plus détaillée qui réside surtout dans leur méthodologie de détermination.

A- La méthode de calcul direct ; cette méthode a des atouts et des inconvénients comme

tant d’autres méthodes de calcul :

Ses atouts (avantages) : cette méthode présente des avantages surtout dans sa

méthodologie de modélisation de formule de la spécifique gravité par la régression,

car ce fait de formulation de modèle d’équation plus généralisée lui donne une

application plus large et ses calculs s’effectuent de manière plus simple, De même elle

renseigne son utilisateur sur ses marges d’erreurs acceptables. Donc préventive dans

ses prédictions (R², Mape….).

Ses inconvénients : par comparaison à la méthode de HYSYS, la méthode de calcul

direct exige plus des données dans sa phase de modélisation d’équation.

B- La méthode de calcul par logiciel HYSYS :

Ses avantages : Contrairement à la méthode de calcul direct, la méthode de calcul

par HYSYS n’exige que des données des distributions ASTM ou TBP pour

l’évaluation de la SG d’une fraction ou d’un brut en 50 approches différentes de

l’essai considéré. en plus de ce fait, la méthode de HYSYS détermine d’autres

propriétés (viscosité, poids moléculaire, normal boiling point, quantité molaire et son

cumulée…) [voir annexe] en parallèle avec la SG.

Ses inconvénients : son inconvénient en est que ce logiciel n’est pas assez disponible,

donc non accessible à tous et cher, les rares qu’ils existent sont les fruits de piraterie

en ligne. Mais qu’à même vu sa précision et sa simplicité d’obtention des résultats,

son prix en vaut la peine.


30

A la recherche d’une réponse à la question posée dans l’introduction générale, qui se porte

sur : Peut-on juger satisfaisant ? Que l’API et la température d’ébullition à eux seuls peuvent

prédire les autres propriétés.

Auparavant l’inconnue était la SG, maintenant qu’elle est trouvée, la réponse à cette question

est oui ! Pour preuve voir l’intitulé ci-dessous.

III-5 Détermination des autres propriétés par la SG et/ou température

d’ébullition.

Comme on l’a évoqué précédemment, la SG est la propriété intégrante d’une fraction

ou d’un brut du pétrole. En allant d’elle on peut hypothéquer les autres propriétés, par

exemple :

-API= 𝟏𝟒𝟏.𝟓

𝑺𝑮− 𝟏𝟑𝟏.𝟓 [1]; par cette relation on détermine l’API d’un produit donné en

connaissant sa SG.

- d15

4 = 0,99904 SG ; de même qu’API, connaissant la SG d’un produit, on peut déterminer

sa densité.

- la masse moléculaire

M= f (d, T) ; une fois calculé la densité par la SG et connaissant la température

d’ébullition, on peut déterminer graphiquement la masse moléculaire à l’aide des abaques

(d,T) [confère annexe C]

-Le facteur Kuop = 𝑇3

𝑑 avec T (°R) température d’ébullition moyenne.

-les propriétés critiques : telles températures, pressions… en disposant des données ASTM

qui nous conduira à calculer les températures moyennes d’ébullitions, qui, ensuite nous

permettront de déterminer graphiquement les propriétés critiques (Pc, Tc Tpc et Ppc) [voir

annexe D].

Ainsi de suite, on peut obtenir les autres propriétés, car toutes les propriétés sont liées l’unes

des autres.


31

III-6 Conclusion :

D’une manière générale, les deux méthodes du développement des corrélations

utilisées dans ce travail ont conduit aux résultats tant attendus, alors leur choix d’utilisation

dépend des données que dispose l’utilisateur. Si non l’une comme l’autre sont des moyens

cruciaux pour la détermination de la spécifique gravité.

En ce qui concerne, la détermination des autres propriétés, Il faut noter que la spécifique

gravité est belle et bien le point de départ des corrélations des majeures parties des autres

propriétés.

Conclusion générale

32

Conclusion générale :

En somme, le développement des corrélations pour le calcul des propriétés du pétrole

et celles de ses fractions est une méthode empirique faisant appel à des équations

mathématiques issues à partir des données expérimentales basées sur les distributions ASTM

ou TBP.

Pour son évaluation des propriétés ; la méthode de développement des corrélations se scinde

en deux sous méthodes qui sont :

- La méthode de calcul direct : qui est une méthode tirant ses modèles

d’équations à partir de la régression linéaire (par XLSTAT), lui permettant de

formuler des équations généralisées avec des marges d’erreurs connues et

acceptables, par lesquelles elle calcule la spécifique gravité (SG), cette

méthode est dite directe car elle s’effectue sans l’intervention de l’ordinateur,

elle ne nécessite qu’un calcul faite à la main ou par calculatrice de poche.

- La méthode assistée par l’ordinateur ; c’est une méthode de calcul de la SG

basée sur logiciel, plus précisément sur logiciel HYSYS. Qui est un logiciel de

domaine d’engineering mieux adapté dans ces genres des corrélations. Cette

méthode assistée par HYSYS nous permet de calculer hormis la SG, d’autres

propriétés plus importantes les unes que les autres.

En brève, le développement des corrélations est une méthode par excellence du point

de vu économique, accessible et abordable à tous, dans l’évaluation des propriétés des

produits pétroliers liquides, et le fait d’évaluer ces propriétés nous permet non seulement

d’identifier et classer les composés du pétrole. Mais aussi la connaissance des ces propriétés

est d’une importance cruciale et très utiles dans le domaine de raffinage, car cela nous

renseigne sur la conception et le fonctionnement des procédés de raffinage du pétrole.

Recommandation :

Malgré les manques des données sur le pétrole algérien, et avec uniquement cinq échantillons

au total (gazoline, naphta, kérosène gasoil et le TBP du brut), on a pu réaliser et venir au bout

de ce travail, en ce sens je recommande au prochain intéressé d’élargir les champs de réussite

de ce modeste travail en réunissant toutes les données nécessaires et recommencé le travail en

lui apportant une plus probable et une vision d’avenir plus large.

Références bibliographique :

[1] : Epcon International, the American Petroleum Institute, API Technical data

base on Petroleum Refining, V2.1.1, EPCON International, woodsfield, OH,

2000.

[2] : Tareq A. Albahri, fluid phase equilibria, Elsevier B.V, Kuwait university,

2012.

[3] : Pierre Wuithier (1972), Raffinage et génie chimique Tome1, édition

technip.Paris, Page.39—65.

[4] : ENSPM formation Industrie-IFP training (2006), éléments de chimie-

produit, édition d’IFP, Paris, P. (4-6-9).

[5] : BELGHOUL WALID and GUERRAM ABDEL MADJID, 2006-2007,

mémoire de fin d’études D’INGENIEUR D’ETAT, Université de Kasdi-Merbah

de Ouargla, P22.

[6] : Addinsoft SARl, XLSTAT, COPYRIGHT© 2012, licence,Paris-France

Annexe A

Exemple d’une régression Linéaire simple d’une fraction par le XLSTAT :

Tableau1 Données de T50 d’une fraction

Tableau 2 les résultats

Observation Poids Y1 Préd(Y1) Résidu

Obs1 1 0,681 0,684 -0,003

Obs2 1 0,742 0,736 0,006

Obs3 1 0,788 0,790 -0,003

Obs4 1 0,832 0,832 0,000

Avec Y : Spécifique gravité.

Modèle d’équation :

Y1 = 0,641806331855983+7,5256461331607E-04*T50 avec son mape = 1,4%

Figure 1 : Le facteur de correction d’une régression

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,65 0,7 0,75 0,8 0,85

Y1

Préd(Y1)

R²=0,996

T50 SG

63 0,6777

119 0,7415

178 0,7867

254 0,8234

Annexe B

Exemple d’une corrélation par Hysys Tableau de la simulation

Assay: gazoline

Case Name: gazotine.hsc

Unit Set: WAKaI

Time: 22:53:36 2012

INPUT DATA

Data Type: ASTM D86

Assay Basis: Liquid Volume

Distillation Table

Assay Percent Temperature (C) 0 39.00 5 46.00

10 49.00 54.00 * 56.00 * 63.00 * 70.00 * 76.00 * 83.00 * 94.00 * 104.0*

20 54.00 56.00 * 63.00 * 70.00 * 76.00 * 83.00 * 94.00 * 104.0*

30 56.00 63.00 * 70.00 * 76.00 * 83.00 * 94.00 * 104.0*

50 63.00 70.00 * 76.00 * 83.00 * 94.00 * 104.0*

70 70.00 80 76.00

83.00 * 94.00 * 104.0*

90 83.00 94.00 * 104.0*

95 94.00 104.0* 100 104.0

Input Data Status

CALCULATION

Conversion Methods

D86-TBP Interconversion: API 1974 D2887-TBP Conversion: Corrections for Raw Lab Data

Apply ASTM D86 API Cracking Correction: No Apply Lab Barometric Pressure Correction: No Lab Barometric P

ressure: 101.3kPa Extrapolation Methods

Distillation: Least Squares Molecular Weight:

Least Squares Density: Least

Squares Viscosity 1 : Least Squares Viscosity 2:

Least Squares

WORKING CURVES

Point

Moles Cum. NBP °C

MWT SG Viscosity 2 (cP) (cP)

0 0.0000 9.633 61.52

0.6050 0.1646 9.470e-002 1 2.300e-002 13.33 62.9

7 0.6082 0.1721

9.870e-002 2 2.233e-002 19.48 65.42

0.6135 0.1850 0.1056 3 2.185e-002 24.07 67.2

7 0.6174 0.1948

0.1108 4 2.153e-002 27.29 68.59

0.6201 0.2019 0.1146

Annexe C

Détermination des températures moyennes d’ébullitions

Figure2 détermination des températures moyennes à partir du TBP et de l’ASTM

Détermination du poids moléculaire

Figure3 : poids moléculaire des fractions en fonction de la densité et Tmav

Annexe D

Détermination des propriétés critiques :

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Ibrahim Younouss Wakai