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Sommaire

Introduction p3

Partie 1 p4 à 18I) Formation et localisation du pétrole p5 à 8

II) L’extraction p9 à 15III) Les inconvénients et les dangers liés à l’extraction du pétrole p15 à 18

Partie 2 p19 à 27I) Le transport p20 à 24II) Le raffinage p24 à 27

Partie 3 p28 à 36

Conclusion p37

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Introduction

Le pétrole, du latin petra oleum (huile de roche), est une huile minérale naturelle aussi appelée bitume liquide, accumulée en gisement et utilisée comme source d’énergie. Celui-ci se forme grâce à l’accumulation au fond de l’eau de restes fossilisés de bactéries et de végétaux marins et terrestres qui, se mêlant aux sédiments minéraux (sable, argile, sel), forment la roche mère appelée kérogène. Pendant des milliers d’années, les sédiments vont s’accumuler, ce qui explique que le pétrole se trouve en profondeur. Sous l’action d’une température d’environ 100°C, le kérogène se transforme en hydrocarbures et devient soit du pétrole, soit du gaz.

Les utilisations de cette énergie fossile sont nombreuses et multiples. Du chewing-gum aux cordes d’une guitare, du rouge à lèvres aux pesticides utilisés par les agriculteurs, le pétrole est utilisé quotidiennement par toute personne vivant sur la Terre. Pour arriver à ces produits finis, il faut passer par un certain nombre d’étapes indispensables : l’extraction, le raffinage et la pétrochimie, qui est une science qui s'intéresse à l'utilisation des composés chimiques de base issus du pétrole dans le but de fabriquer d'autres composés synthétiques dérivés du pétrole qui peuvent exister ou non dans la nature. On peut alors se demander comment extraire le pétrole et le transformer en produits finis.

Problématique   : Comment extraire le pétrole et le transformer en produits finis ?

Nous répondrons à cette question en 3 parties : dans la première, nous verrons brièvement comment se forme le pétrole, puis comment il est localisé et extrait et enfin les dangers et inconvénients de l’extraction du pétrole. Dans la seconde, nous verrons comment est transporté le pétrole, de son lieu d’extraction à l’usine de raffinage, puis la composition du pétrole, ainsi que les procédés utilisés dans le raffinage. Enfin, dans une troisième partie, nous verrons les procédés de pétrochimie, ainsi que les produits finis réalisés à partir de ces procédés.

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Partie I : Formation et extraction

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I) Formation et localisation du pétrole 1) Formation et pyrolyse du kérogène

En l'absence de dioxygène dans la couche sédimentaire, seule l'activité des bactéries anaérobie est possible. Ces bactéries extraient de la matière l'oxygène et l'azote dont elles ont besoin. Le résidu est appelé « kérogène », c'est un mélange de composés de masse moléculaire très élevée principalement constitué de carbone et d'hydrogène. Cette activité est observée sur une profondeur de l'ordre du millier de mètre au sein de la couche terrestre (voir la figure ci-dessous). Elle constitue la dernière partie biologique du cycle de transformation.

La tectonique des plaques provoque l'enfoncement de la « roche mère », la couche sédimentaire qui contient le kérogène, à une vitesse de quelques mètres à quelques dizaines de mètres par million d'années. À mesure qu'il s'enfonce, le kérogène est soumis à des pressions et des températures de plus en plus élevées. À partir de quelques milliers de mètres de profondeur, lorsque la température a atteint une valeur suffisamment élevée (entre 50 et 120°C) et en l'absence d'oxygène, le kérogène commence à se décomposer sous l'effet de la chaleur. Cette pyrolyse produit principalement du pétrole, du gaz naturel, du dioxyde de carbone et de l'eau. La figure suivante montre l'allure de l'évolution du kérogène avec la profondeur d'enfouissement. Dans un premier temps, la formation de pétrole et de gaz est simultanée, puis celle de pétrole passe par un maximum et devient négligeable par rapport à la production de gaz.

Chaque petit filet de kérogène a produit à peu près tous les hydrocarbures qu'il pouvait produire (il ne reste quasiment plus d'hydrogène dans le sédi-ment). Sous la pression du gaz, « la migration primaire » commence. Après avoir été expulsés de la roche mère, les hydrocarbures, le gaz et l'eau entament alors une « migration secondaire » : ils « suintent » le long des couches perméables qui jouxtent les couches de roche mère (laquelle est généralement peu perméable), en se dirigeant vers la surface sous l'ef-fet de la pression des couches de sédiments situées au-dessus.

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Ces fuites de pétrole sont fréquentes, et comme elles peuvent provenir soit de roches mères, soit de réservoirs déjà formés dont l'étanchéité est rom-pue, elles ont servi longtemps de marqueurs pour trouver des gisements, au début de l'exploration pétrolière.

Pour qu'existe un gisement exploitable d'hydrocarbures liquides, il faut qu'ils se « concentrent » quelque part avant de parvenir au sol, ce qui, pra-tiquement, nécessite qu'ils soient arrêtés dans leur remontée vers la sur-face par un « piège ». En pratique, ce piège est une nouvelle couche imper-méable formant le plus souvent une espèce « d'accent circonflexe » au-des-sus de la roche poreuse dans laquelle le pétrole circule. Il peut s'agir d'une couche de sel, de marne, etc. À cause de leur densité respective, l'eau ex-pulsée de la roche mère vient se loger en dessous du pétrole, et le gaz au-dessus. À ce stade, le pétrole est dit « conventionnel ». La roche qui contient le pétrole s'appelle un réservoir.

Ce réservoir contient du pétrole, du gaz et de l’eau, qui se trouvaient dans la roche mère et qui ont ensuite migré dans la roche réservoir car ces éléments étaient très légers.Normalement, le réservoir est étanche. Pour cela, le réservoir est limité et une couche imperméable pouvant contenir de l’argile permet au pétrole de se stocker et de ne plus pouvoir remonter à la surface. S’il n’y en a pas, alors le pétrole ne peut être stoppé et jaillit naturellement mais il faut que la pression soit suffisante.Le réservoir peut être assimilé à un piège à pétrole. Il existe trois sortes de formation différentes dues à des déformations de couches rocheuses :

- Dans les pièges dits anticlinaux, la couche contenant des sédiments minéraux accumulés (sable, argile, sel) s’est pliée et le piège a pris la forme de la couche qui se situe juste au-dessus d’elle contenant les sédiments : il a la une forme caractéristique de voûte.

- Le pétrole peut aussi s’accumuler sous forme de piège grâce à des failles, cassures de l’écorce terrestre.

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- Le piège à pétrole peut se constituer grâce à une couche de sel qui forme ainsi un dôme et qui peut contribuer à la formation d’un piège à pétrole.

Ces pièges se forment uniquement dans zones appelées bassins sédimentaires (présence de sédiments).

Lorsque le kérogène a produit tous les hydrocarbures qu'il pouvait produire, cela signifie qu'il a perdu tout son hydrogène. Il reste un composé proche du charbon, mais pas nécessairement exploitable pour autant car il est tou-jours disséminé dans la roche mère à des teneurs inférieures à 1 % en moyenne.

2) Dans quelles parties du monde les principaux gisements de pétrole se situent-ils   ?

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Répartition des principaux gisements de gaz et de pétrole sur la planète

Les formations coralliennes anciennes très poreuses ont constitué d’excellents réservoirs à hydrocarbures. Elles ont emmagasiné le pétrole qui cheminait vers la surface. 1/5 du pétrole de la planète a été trouvé dans d’anciens bancs de corail ensevelis en profondeur. La position géographique de ces récifs a évolué en raison des mouvements de la tectonique des plaques.Cependant, dans le golfe Persique, où se trouve la majorité des gisements, il y a peu de structures récifales. Le pétrole s’est accumulé dans des couches profondes de sable et de calcaire, à la jonction de différentes plaques tectoniques.

Le saviez-vous ?Il y a 4000 champs pétroliers en activité dans le monde dont 120 seulement qui extraient la moitié de la production de pétrole brut mondiale.

Les hydrocarbures ne sont pas distribués uniformément autour du monde. Les douze pays de l'OPEP (Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole) possèdent à eux seuls 79,6 % des réserves de pétrole estimées sur la Terre (source OPEP datant de 2009) mais la production de pétrole brut de ces pays ne représente que 45,9 %de la production totale mondiale de pétrole brut (source OPEP de 2008).

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II) L’Extraction1) Le repérage du pétrole

L’extraction de pétrole grâce à un puits peut se faire uniquement si les données recueillies par les géologues et géophysiciens concluent à la présence de pétrole dans le sous-sol.

Tout d’abord, les géologues examinent les zones où le pétrole a pu se former dans le sol : il peut s’agir de plissements ou bien de failles par exemple. Ils utilisent des photographies aériennes et des images satellites et se rendent ensuite sur place pour observer des roches du sous-sol visibles de la surface appelées affleurements (ex : falaises). Ces roches peuvent en effet nous renseigner sur la nature de leur structure et leur organisation. Puis, les échantillons de roche prélevés sur le terrain sont analysés en laboratoire afin de déterminer l’âge et la nature des sédiments et de trouver les zones les plus riches en pétrole.

Cette étape représente 5 % du budget consacré à l’extraction de pétrole.

Les géophysiciens fournissent aux compagnies pétrolières le maximum d’informations pour que le forage soit entrepris avec le

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maximum de chances de réussite. Ils recueillent des données sismiques grâce à des reconstitutions du sous-sol en 3D par exemple. Ces données sont obtenues à l’aide de vibreurs pneumatiques ou de camions vibreurs et sont enregistrées grâce à des géophones. Les ondes sismiques se propagent dans la Terre et remontent à une certaine vitesse, ce qui permet de déterminer la nature et la densité des matériaux traversés. La limite entre deux couches de roches traversées se nomme réflecteur sismique et le phénomène d’ondes qui se répercutent à la surface la sismique réflexion. Grâce à ces petites secousses provoquées, des logiciels de calcul, comme TemisFlow ou Dionisos, reconstituent l’image du sous-sol. Les couches de pétrole mises en évidence par ces logiciels sont classées selon leur probabilité d’existence et le volume approximatif de pétrole qu’elles pourraient contenir. Cette étape représente 15 % du budget prévu pour l’extraction du pétrole.

Pour mettre en évidence la structure géologique du fond marin, on utilise également des canons à air comprimé qui envoient dans l’eau des jets d’air comprimé. Ils provoquent une impulsion sonore très intense. L’onde sonore est réfléchie par le fond marin et enregistrée par des capteurs sonores, comme le montre le schéma ci-dessous.

Pour avoir la certitude de la présence de pétrole dans le sous-sol, des forages d’exploration sont entrepris. Les foreurs vont, pour cela, forer dans la couche du sous-sol où l’épaisseur de la couche supposée contenir des hydrocarbures est maximale.

Il existe de nombreux types de plates-formes de forage Les deux catégories principales sont les installations terrestres « on shore » et les installations en mer « offshore ».

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Exemple de plateforme pétrolière. Photographie prise à Portland en Australie

Lorsque le forage se situe sur terre, on creuse le sous-sol à l’aide d’un mât de forage, communément appelé derrick, auquel on a fixé verticalement des tiges de forage, qui peuvent mesurer plusieurs kilomètres de long lorsque plusieurs d’entre elles sont assemblées ensemble et sont visées pour pouvoir forer plus profond si cela est nécessaire, et un trépan à leur extrémité. Un trépan est un assemblage de trois cônes qui a été conçu en métal suffisamment dur pour pouvoir casser la roche. Il fournit un mouvement rotatif (forage « Rotary ») grâce à une table de rotation. Une boue spéciale préparée par un ingénieur est injectée dans le trou de forage afin de nettoyer le conduit, lorsque cette boue remonte à la surface, puis de refroidir le trépan, et enfin d’éviter le jaillissement soudain de pétrole dû à une couche contenant du pétrole inattendue et traversée par le trépan.

Lorsque le forage se produit en mer, il faut construire une plateforme métallique capable de soutenir le derrick. Le forage d’exploration coûte extrêmement cher : le forage pour les installations sur terre coûte à peu près 500 000 euros tandis que cela coûte aux alentours des 15 millions d’euros pour les installations offshore. Cela représente 60 % du budget consacré à l’extraction du pétrole.

Le saviez-vous ?Le trépan qui doit être composé de métaux durs peut être incrusté de diamants, si la roche est trop dure et les métaux pas suffisamment résistants.

A propos des forages d’exploration : 1/10 seulement de ces forages sont couronnés de succès. Il faut environ une dizaine d’années entre la phase d’exploration et le

début de l’extraction.

2) L’extraction   : du sous-sol à la surface 11

a) La récupération naturelle du pétrole

Lorsque la pression du sous-sol du gisement est suffisante, le pétrole jaillit naturellement.Sinon, il faut avoir recours à un système de forage du pétrole.

b) La récupération assistée du pétrole

Construction d’un puitsLa construction d’un puits se fait en plusieurs étapes. Dans un premier temps, on effectue le forage et la diagraphie du puits. Puis on procède au cuvelage et à la cimentation. Le cuvelage est le fait de descendre des tubes en acier dans le trou de forage afin de consolider les parois et la cimentation l’action d’injecter du ciment à l’intérieur du trou de forage dans le même but qu’énoncé précédemment. Chaque étape de forage, cuvelage et cimentation, s’effectue en plusieurs fois. Puis, on met en place le tubage et les packers de production. Enfin, on procède aux perforations dans le « cuvelage » pour permettre la circulation du pétrole dans le tubage.

Lors du forage d’exploitation, le trépan (aussi appelé tête de forage) broie les couches du sous-sol de la Terre jusqu’au réservoir qui contient le pétrole. Il faut choisir la tête de forage la plus adaptée. Si la présence de pétrole est prouvée et que le prix de l’énergie est élevé, alors le forage sera rentable et d’autres puits de forage pourront être construits dans le même périmètre afin d’extraire le plus de pétrole possible.

Techniques de forage

Pour forer, des pompes à balancier peuvent être utilisées. Elles servent à remonter le pétrole lorsque la pression est trop faible pour faire remonter le pétrole à la surface. C’est souvent l’image que l’on retient de l’extraction du pétrole.

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On peut aussi procéder par injection de gaz que l’on répand sur les parois du trou de forage. Cela forme une mousse contenant du pétrole et du gaz qui remonte à la surface sans assistance.

Si la pression du puits est faible et diminue constamment, on peut recourir à une injection d’eau dans le trou de forage qui pousse le pétrole encore restant vers la surface. Puis, l’eau est recueillie pour être filtrée dans une station de filtrage. Comme le pétrole flotte à sa surface, il peut être recueilli facilement. C’est la technique utilisée dans le bassin de Vienne en Autriche. A cet endroit, la proportion d’eau dans le mélange peut monter jusqu’à 92%. Au-delà de 98%, l’extraction n’est plus rentable.

En injectant de la vapeur mélangée à des produits chimiques, que l’on appelle boue, le pétrole se détache plus facilement de la roche dans laquelle il est ancré et remonte à la surface. Cette technique est celle qui offre le plus de rendement.

Pour optimiser l’extraction des réserves de pétrole, les forages horizontaux sont plus intéressants que les forages verticaux. Quand les nappes de pétrole sont très minces (quelques mètres d’épaisseur), on creuse un trou en « L » pour exploiter au mieux ces petits gisements. Les forages horizontaux permettent d’exploiter des surfaces de plusieurs km² depuis la plate-forme sans avoir à se déplacer à la verticale des gisements.

3) Diagraphie

Les diagraphies ont été inventées en 1927 par les frères Schlumberger. Il s’agit en fait d’un enregistrement, instantané ou différé, d’un paramètre qui varie en fonction de la profondeur du sous-sol. Les diagraphies instantanées sont réalisées lors du forage. Elles permettent de déterminer en temps réel certains paramètres comme la vitesse d’avancement du forage, la présence éventuelle de gaz ou bien la poussée des fluides injectés dans le trou de forage permettant la remontée du pétrole. Les diagraphies différées se font lorsque le forage est arrêté ou terminé. Elles sont qualifiées de « différées » car les mesures ne sont pas reçues en temps réel mais avec un certain retard, contrairement aux diagraphies instantanées. Pour cela, des sondes sont envoyées dans le trou de forage afin de récolter des informations concernant les caractéristiques des

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roches rencontrées par la sonde ainsi que la détermination exacte des limites entre les différentes couches de roches.

Mise en place d’une diagraphie différéeUne longueur de câble de plusieurs milliers de mètres est acheminée dans le trou de forage, la sonde à son extrémité, grâce à un treuil. Ce câble permet à la sonde de fonctionner et à la remontée des données à la surface de s’effectuer grâce à un système d’enregistrement appelé enregistreur digital.

4) Le cas des sables bitumineux

Exploitation de sables bitumineux dans l’Alberta, Canada

Il s’agit de bitume très visqueux aggloméré à du schiste et du sable, à partir duquel on produit du pétrole. Ces sables bitumineux sont exploités dans des mines à ciel ouvert ou dans des gisements souterrains. Dans le premier cas ils sont extraits à l’aide de pelles mécaniques et de camions géants. Pour l’extraction «in situ», il faut forer, chauffer le bitume en injectant de la vapeur et des solvants en profondeur, puis mélanger le sable extrait avec de l’eau chaude pour le rendre moins visqueux. La matière brute doit être fluidifiée dans des silos géants au moyen d’énormes quantités d’eau chaude. Pour obtenir une tonne de pétrole, il faut 4 tonnes d’eau.

Enfin, il faut le faire décanter pour en extraire le pétrole. Le sable est séparé du bitume grâce à un procédé de sédimentation dans de l’eau ou bien grâce à un autre procédé qui consiste à injecter de la vapeur pour réduire la viscosité des sables bitumineux afin qu’il prennent l’aspect de pétrole brut. C'est donc un processus complexe, coûteux et extrêmement polluant. Actuellement, les plus vastes réserves de sables bitumineux exploitables se trouvent en Alberta - Canada, au Venezuela (huiles extra-lourdes) et à Madagascar.

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Le saviez-vous ?L’Alberta détient la deuxième réserve mondiale d’hydrocarbures.

5) Procédés expérimentaux d’extraction du pétrole

L’exploration de nouveaux gisements nécessitant des investissements de plus en plus coûteux, les chercheurs s’attachent à optimiser l’exploitation des réserves existantes.

Au Canada, ils essayent de trouver des solutions pour séparer le bitume du sable sans utiliser d’eau. Comment fluidifier le pétrole pour le récupérer plus facilement ?

On peut enfouir dans le sol des milliers de réchauffeurs électriques très voraces en énergie qui chauffent le sable. Sous l’effet de la chaleur, le pétrole lourd se décompose et ses éléments légers, les plus convoités, remontent à la surface. Une installation test est en service, mais ce procédé est pour l’instant trop onéreux, par rapport à l’extraction à ciel ouvert.

Dans le sultanat d’Oman, la compagnie pétrolière Shell avec la PDO, la compagnie pétrolière du sultanat d’Oman, a mis au point une solution de polymères qui augmente la viscosité de l’eau et améliore le taux de récupération du pétrole dans les couches rocheuses. Ce procédé permet d’extraire plus de pétrole des pores de la roche. La fabrication des polymères est coûteuse car le pétrole n’a pas la même consistance selon les gisements. Chaque champ pétrolifère demande une solution adaptée. Un agent tensio-actif est ajouté aux polymères pour réduire l’adhérence du pétrole à la roche.Au sultanat d’Oman, l’injection massive de polymères a commencé en février 2010. Si la méthode fonctionne bien, ce sera un grand pas en avant pour faire face à la demande croissante de pétrole car, grâce à ce procédé, on récupère entre 10 et 20% de pétrole supplémentaire.

III) Les inconvénients et les dangers liés à l’extraction du pétrole

1) Le coût d’extraction

La prospection et l’extraction du pétrole nécessitent d’énormes investissements matériels et financiers. Par exemple, au sultanat d’Oman, l’injection de la solution de polymères coûte plus d’un million d’euros par jour. Autre exemple, celui de la plateforme pétrolière Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique, dont le fonctionnement, avant son explosion en avril 2010, coûtait un demi-million de dollars par jour. Dans certains cas, les gisements de pétrole ne donnent pas les résultats attendus. Par exemple, dans le golfe du Mexique, sur 20 gisements en eau profonde, deux ont

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atteint le niveau de production attendu. Les autres gisements ont été des échecs commerciaux. L’extraction et l’exploitation de certains gisements, comme les sables bitumineux dans l’Alberta, ne sont rentables que si le prix du baril de pétrole est élevé.

2) Les réserves de pétrole ne sont pas inépuisables

Par exemple, les 2/3 des gisements de pétrole en Russie sont en déclin. On estime que, dans environ 40 ans, la plupart des gisements actuellement exploités dans le monde seront épuisés.

3) La pollution

Les sables et schistes bitumineux. Aberration énergétique, climatique et environnementale, les schistes bitumineux, avec  les sables bitumineux, sont les pétroles le plus chers, les plus sales, les plus polluants qui soient.

Un puits standard nécessite environ 10 à 15 millions de litres d’eau (10 000 à 15 000 m3), même si les quantités peuvent varier en fonction de la géologie et de la nature du puits. Ce besoin en eau peut entrer en conflit avec d’autres usages tels que l’agriculture.

La composition potentielle du liquide de fracturation (utilisée par Questerre au Québec notamment) est la suivante : eau, sable de silice flexible, et une série de produits chimiques, polyacrimalide, isopropanol, triméthyloctadécylammonium, xylène sulfonate de sodium, hypochlorite de sodium, gomme de guar, huile de base à faible toxicité, amine quaternaire, monohydrate de nitrilotriacétate de trisodium, isopropanol, méthanol, phosphate de tibutyl, acide chlorhydrique.

Près de 50% des résidus de fluides (eau + sable + produits chimiques) restent sous terre et les 50 % restants remontent à la surface. Le recyclage de ces eaux polluées est long, très coûteux et fait de nouveau appel à des produits chimiques afin de traiter l’eau.

Au-delà des produits chimiques, l’eau usée remontant à la surface peut contenir des métaux lourds, tels que l’aluminium, l’antimoine, l’arsenic, cobalt, chrome, fer, plomb, nickel, molybdène, étain, vanadium, zinc, etc.

En cas de fuite, notamment via une fissure dans la cimentation des forages, ces produits chimiques peuvent s’infiltrer dans les nappes phréatiques souterraines.

L’extraction des schistes bitumineux émet entre 4 à 5 fois plus de CO2 que l’extraction du pétrole conventionnel

Les risques de la prospection pétrolière en Arctique

Aujourd’hui, les compagnies pétrolières tentent désespérément de repousser des limites auparavant considérées comme infranchissables, trop

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risquées ou non rentables. Cette expansion effrénée touche désormais l’Arctique, où la fonte des glaces causée par les changements climatiques ouvre la voie à de vastes régions jusque-là préservées

Les dangers de l’exploitation pétrolière en Arctique sont immenses. Il faudrait bien plus de temps à une marée noire pour se dissiper dans des eaux proches d’un état de glace que dans des eaux plus tempérées. Températures glaciales, conditions climatiques extrêmes et éloignement géographique constituent de sérieux obstacles aux interventions de dépollution. De plus, la présence de nappes d’hydrocarbure dans les eaux arctiques serait synonyme d’empoisonnement pour un écosystème marin unique au monde. Les industriels sont incapables de garantir qu’une marée noire ne surviendra pas, et leurs plans d’intervention en cas de catastrophe restent largement inadaptés.

D’après l’institut américain d’études géologiques, l’USGS, l’Arctique renfermerait environ 30 % des réserves de gaz et 13 % des réserves de pétrole non encore découvertes dans le monde. Au cours des dernières années, les permis de forage se sont multipliés et les activités de prospection se sont rapidement développées. On estime qu’environ 84 % des réserves de gaz et de pétrole non découvertes de l’Arctique se situent en mer, dont quelque 90 milliards de barils techniquement extractibles.

Si l’on part de l’hypothèse qu’un baril, après raffinage et combustion du pétrole, génère environ 300 kg de CO2, les réserves offshore extractibles de l’Arctique pourraient être à l’origine de l’émission de 27 milliards de tonnes de CO2 – un volume comparable à ce qu’émet chaque année l’ensemble des pays de la planète.

3) Les accidents liés à l’extraction du pétrole

L’exemple le plus marquant est celui de l’explosion de la plateforme pétrolière Deepwater Horizon le 20 avril 2010. C’est l’histoire d’un forage à grande profondeur qui a mal tourné, causant la mort de 11 personnes et une fuite de 780 millions de litres de pétrole dans l’Océan.

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Il s’agissait d’atteindre un gisement où la pression était très forte, celui de Macondo, à 5500 mètres de profondeur. Le forage avait pris du retard car un ouragan avait perturbé les opérations en octobre 2009.Pour rattraper ce retard, la compagnie pétrolière BP a décidé d’accélérer les opérations de forage. Les couches souterraines où on a foré se sont fissurées. A partir de là, les fluides ou boues de forage ont pu s’infiltrer dans ces fissures et s’échapper à l’extérieur du trou de forage. Pendant le forage vertical, il faut utiliser des centreurs pour guider la tige de forage. Pour des raisons économiques, BP a décidé d’en utiliser 6 au lieu de 21.Le ciment injecté pour consolider le forage n’a donc pas pu atteindre tous les interstices. Quelques heures plus tard, lorsque le pétrole a commencé à remonter, on a tenté de stopper l’hémorragie en activant une valve géante pour refermer le puits. Mais celle-ci n’était pas suffisamment résistante et n’a pas pu arrêter le flux de pétrole. Pétrole et gaz ont jailli du trou de forage non sécurisé et ont provoqué l’explosion de la plateforme.

Le saviez-vous ?La compagnie Shell a installé une plateforme pétrolière nommée Perdido dans le golfe du Mexique. Elle est opérationnelle depuis mars 2010. C’est le forage offshore le plus profond au monde. Les différents points de forage sont reliés par un réseau de conduites. Les raccordements de ces conduites se sont faits grâce à des robots sous-marins et chaque étape a été suivie par caméra interposée. Espérons que cette plateforme ne subira pas le même sort que Deepwater Horizon !!

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Partie 2 : Le Transport et le Raffinage

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Dans la partie précédente, nous avons vu comment a été extrait le pétrole brut. Maintenant, nous allons voir comment ce pétrole est transporté depuis son site d’extraction jusqu’à la raffinerie, puis sa composition ainsi que les différentes étapes du raffinage.

I)Le Transport

A) Par voie maritime

Chaque année, c'est entre 1,5 et 1,9 milliard de tonnes de pétrole qui transitent chaque année depuis plus de 20 ans. En 1960, ce chiffre était de 500 millions de tonnes, et seulement de 100 millions de tonnes dans les années 1935. Près de 8000 navires pétroliers sillonnent les mers et océans pour acheminer cette énergie fossile depuis son lieu d'extraction vers les usines de transformation : les raffineries. Contrairement à ce que l'on pourrait penser, la quasi-totalité de ce pétrole arrive sans encombres à bon port, environ 99,99998% exactement (selon les statistiques d'accidents de l'ITOPF : International Tanker Owners Pollution Federation).Les navires pétroliers, aussi appelés tankers, peuvent avoir des tailles très différentes. Ils sont classés en fonction de leur capacité de stockage.

Photo d’un tanker, l’Algarve

Le saviez-vous?Suivant les années, le transit du pétrole représente entre un tiers et la moitié du commerce maritime mondial.

Le transport maritime du pétrole demande une logistique complexe. De nombreuses sociétés et expertises sont généralement impliquées dans l'organisation du voyage (construction et réparation du navire, contrôle, équipage, itinéraire à respecter...) Les régles de sécurité doivent être

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élaborées par les différents pays et être respectées au niveau mondial.

Les routes principales pour le transport du pétrole brut partent du Moyen-Orient vers l’Europe et les Etats-Unis en passant par le cap de Bonne-Espérance au sud de l’Afrique, ou via le canal de Suez si le bateau n’est pas trop gros. Il existe aussi des routes qui partent vers l’Extrême-Orient (Japon, Chine, Corée du Sud) en passant par le détroit de Malacca (entre Sumatra et la Malaisie). Un gros pétrolier voyage entre 15 jours et 1 mois entre son chargement au Moyen-Orient et la livraison de son brut en Europe.

Pour le transports des produits raffinés, il existe des routes plus courtes, soit à l'intérieur des eaux européennes, soit plus globales, avec des échanges Europe-Asie, ou Europe-Etats Unis... Les coûts des transports varient en fonction de l'offre et de la demande, et peuvent changer du simple au double en fonction de la période de l'année.

Flux pétrolier en 2003 (en millions de tonnes)

La question de l'organisation du transport maritime revient souvent en cas d'accident.

Quand on parle de transport maritime, il faut bien distinguer le propriétaire du navire et le propriétaire de la cargaison pétrolière. Ce sont rarement les mêmes. Autrefois, les grandes compagnies pétrolières possédaient des filiales de transport maritime de brut. Mais aujourd'hui, après le choc pétrolier de 1973, les tankers ne leur appartiennent plus. Elles ne sont propriétaires que des cargaisons, et ceci pour des raisons d'organisation. En effet, certaines compagnies pétrolières ont perdu le contrôle de la gestion des réserves d'hydrocarbures au profit des compagnies nationales des pays producteurs. Du coup, elles ont perdu la capacité de planifier les transports pétroliers à leur gré. Ce transport maritime a été délégué à des sociétés spécialisées, plus souples dans la gestion.

Le saviez-vous?En ce qui concerne la sécurité, non seulement le propriétaire, mais aussi le pays d'immatriculation du navire (ou pavillon) est impliqué dans le contrôle de l'état de ce tanker. Beaucoup de pays font ça très sérieusement. Cependant, certains pays délivrent des immatriculations avec peu de taxes et impôts, mais avec un suivi peu sérieux. Ces pays sont accusés de délivrer des "pavillons de complaisances".

Les compagnies pétrolières qui ont besoin de transporter une 21

cargaison effectuent une identification préliminaire des navires disponibles aux dates qui leur conviennent et en retiennent un parmi ceux disponibles. Puis elles vérifient qu’il remplit bien les critères qu’elles se sont imposés en termes de construction, gestion et formation des équipages. En général, les caractéristiques du navire, l’état d’entretien, la qualité des opérations, sont vérifiés périodiquement lors d’inspections réalisées par des spécialistes mandatés par les compagnies pétrolières. Les renseignements recueillis figurent dans de grandes bases de données informatiques partagées comme le SIRE (Ship Inspection Report Exchange), créé en 1993. Entre avril 2004 et avril 2005, le SIRE a rassemblé 10 000 rapports concernant 4 000 navires inspectés. En fonction des informations qu’elle obtient sur le navire, la société décide alors d’utiliser le navire ou non. Chaque compagnie possède ainsi ses critères de refus pour des navires qu’elle ne considère pas comme assez fiables. Par exemple, elle peut exclure des navires en fonction de leur âge, de la société de classification, de la formation de l’équipage ou de rapports d’inspection défavorables.

B)Par voie terrestre

L'industrie pétrolière utilise surtout le transport maritime pour acheminer le pétrole vers les raffineries, pour une question de plus grande souplesse. Cependant, le transport terrestre, en particulier par oléoducs, reste très important, en particulier pour de grands pays comme la Russie. Il faut aussi acheminer le pétrole apporté par bateau vers l'intérieur des terres.. De même, dans les pays industrialisés, il existe d’importants réseaux d’oléoducs qui transportent du brut vers les raffineries situées à l’intérieur des terres mais aussi des produits sortant des raffineries (les produits finis) vers les grands centres de consommation.

A propos de...Les oléoducs sont d'énormes tuyaux, pouvant transporter jusqu'à plusieurs dizaines de millions de tonnes par an. Le pétrole y circule grâce à sa mise en pression par des stations de pompage situées tous les 60 à 100 km. Sa vitesse dans les tuyaux est d'environ deux mètres par secondes (soit 7 km/h).

Comme pour le transport maritime, la sécurité est très importante pour les oléoducs. Mais il n'y a normalement pas de véritables "inondations noires". En effet, lorsqu'un oléoduc est rompu, on arrête le pompage, évitant les fuites et la pollution. Mais les choses peuvent s'aggraver si l'on ne surveille pas l'état des tuyaux. Le pétrole est toujours assez corrosif en raison de sa teneur en gazs acides (CO2, H2S ) les conduites s'abîment par l'intérieur, et finissent par fuir. Ce problème est rencontré par exemple en Sibérie.

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Ouvriers réparant un oléoduc

C)Le stockage

Le pétrole brut qui arrive à destination n'est pas toujours immédiatement utilisé. Les pays pétroliers se sont rendus compte depuis longtemps de l'importance stratégique du pétrole. Ils se sont donc engagés à constituer des stocks obligatoires de l'énergie fossile correspondant à environ trois mois d'importations. Cet engagement est respecté dans l'Union Européenne depuis 1968. Suivant les pays, ces stocks stratégiques sont gérés par l'Etat ou des organismes privés (ou les deux). En France par exemple, les gestionnaires des stocks ont pour objectif d'assurer pour chaque région une disponibilité de quinze jours de gazole et de fioul.

Les produits pétroliers sont stockés dans des cuves de taille variable, pouvant être enterrées. En France, il existe plus d'une cinquantaine de centres de stockage de produits liquides. Le souci principal des gestionnaires de ces centres est la sécurité. La sécurité incendie par exemple, mais aussi la prévention de la pollution des sols et des nappes phréatiques par les fuites. En effet, tout comme les oléoducs, les cuves sont sujettes à la corrosion. Il faut donc les inspecter régulièrement.

Cuve de stockage de pétrole23

II)Le raffinage

A)Composition du pétrole

Nous avons vu dans la première partie comment s‘est formé le pétrole. Nous allons maintenant voir la composition de cette énergie fossile. Le pétrole, comme les autres hydrocarbures, est composé essentiellement de carbone et d’hydrogène.

Les hydrocarbures se divisent en deux grandes familles.• Les hydrocarbures saturés, également appelés "paraffines",

diffèrent des autres hydrocarbures par le fait que leurs atomes ne sont liés que par des liaisons simples. Ils sont beaucoup plus légers que les autres hydrocarbures et en général, ils représentent plus de la moitié de l'ensemble des composants du pétrole brut.

Molécule de propane (hydrocarbure saturé)

• Dans les hydrocarbures insaturés on retrouve des alcènes et des hydrocarbures aromatiques. Les premiers sont caractérisés par une double liaison entre deux atomes de carbone et les seconds par la présence d'au moins un cycle à six atomes de carbone mettant en commun des électrons.

Molécule d’éthylène (alcène)

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Molécule de benzène (hydrocarbure aromatique)

Les proportions des différents types d'hydrocarbures varient d'un pétrole brut à l'autre. Cela explique les différences de propriétés entre pétroles : couleur, viscosité, densité...

Parmi les hydrocarbures liquides, on distingue huiles légères et huiles lourdes selon leur densité. L'absence d'hydrocarbures légers, peut s'expliquer de deux façons :      - soit par non formation : il s'agit là d'huiles récentes, peu matures      - soit par élimination, par altération et biodégradation : les huiles ont été dégradées et ont une valeur commerciale moindre.

Le pétrole peut contenir jusqu'à 98% d'hydrocarbures, molécules composées de carbone et d'hydrogène... Les organismes qui ont été décomposés et qui sont à l'origine de la formation de pétrole contenaient en majorité du carbone et de l'hydrogène, mais aussi d'autres éléments. Une partie de ces composants se retrouve dans le pétrole brut, en quantités variables... 

Les composés soufrés

Les molécules soufrées dans les pétroles sont formées par des processus particuliers et ne proviennent pas directement des organismes décomposés. Dans les milieux dépourvus d'oxygène se développent généralement des bactéries dites "sulfato-réductrices". Ces bactéries utilisent les sulfates (SO42-) pour "oxyder" la matière organique et générent des éléments non organiques réduits du soufre, comme le sulfure d'hydrogène (H2S). Celui-ci va pouvoir réagir avec certaines molécules organiques et va s'incorporer à la matière organique pour générer des composés organo-soufrés.

Les composés azotés

Ces composés sont moins fréquents que les composés soufrés : ils représentent en moyenne 0,1% de la matière organique. Ils proviennent notamment de la transformation dans le sédiment de pigments comme les chlorophylles, présentes dans tous les organismes photosynthétiques (les végétaux et certaines bactéries).

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Les composés oxygénés

On les retrouve principalement sous forme de fonction acide, c'est-à-dire deux atomes d'oxygène et un d'hydrogène reliés à un carbone. On les trouve en faibles concentrations et le plus souvent dans les pétroles bruts peu matures ou dans des pétroles ayant subi une biodégradation.

B)Raffinage du pétrole brut

Pour pouvoir utiliser le pétrole brut, il faudra lui faire subir différentes opérations qui permettront d'obtenir des produits utilisables soit directement (ces produits seront vendus dès leur sortie de la raffinerie), soit indirectement (ces produits devront subir des procédés pétrochimiques avant leur vente). Le principe de raffinage correspond en fait en une évaporation progressive du pétrole à des températures de plus en plus hautes, ce qui aura pour effet de séparer les composantes de l'énergie fossile. Par exemple, lorsque l'on chauffe une casserole remplie d'eau, avant que la température n'atteigne 100°C, des petites bulles apparaissent : ce sont les gazs dissous dans l'eau qui s'échappent. Puis, à 100°C, l'eau entre en ébullition et s'évapore entièrement. Reste les résidus des sels et minéraux, qu'il faudrait chauffer à très haute température pour vaporiser. Pour le pétrole, c'est le même principe.

La séparation se fait donc par distillation fractionnée. Le pétrole est injectée à la base d'une tour de 60 mètres de haut appelée topping ou colonne de distillation atmosphérique (parce que la pression utilisée est proche de celle de l'atmosphère). L'ensemble est chauffé à une température située entre 350 et 400°C. La plus grande partie du pétrole s'évapore et commence à monter dans la tour. Le reste, les résiduts les plus lourds, reste à la base. En montant dans la tour, la température baisse. Les fractions les plus lourdes de ces vapeurs se condensent et forment des liquides que l'on recueille au niveau de larges plateaux situés à différents niveaux de la tour. Et ainsi de suite, jusqu'à ce que les vapeurs atteignent le haut de la tour, arrivant à une température de 150°C. Là, on récupère ce qui ne s'est pas encore condensé : les gaz du pétrole. Ce procédé permet de récupérer une dizaine de types de produits, des bitumes jusqu'aux gaz, qu'on appelle des coupes pétrolières.

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Schéma d’une tour de distillation

Mais les résidus lourds de cette première distillation ont retenu une proportion notable de produits de densité moyenne. Ils sont donc soumis à une seconde distillation plus poussée, sous vide cette fois-ci.

Schéma d’une tour de distillation sous vide

Les matériaux obtenus ont dès lors deux voies différentes à suivre : soit ils sont déjà sous leur forme finale, auquel cas ils sont aussitôt mis en vente dans les commerces, soit ils sont sous une forme qui requiert une ou plusieurs modifications avant d'être mis en vente : auquel cas ils sont soumis à différents procédés chimiques, que nous allons détailler dans une troisième partie : La Pétrochimie.

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Partie III: la Pétrochimie

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Dans la partie précédente, nous avons vu comment été acheminé le pétrole puis quelles sont les différents traitements subis par le pétrole. Maintenant nous allons voir quelles sont les différentes utilisations possibles des produits obtenus à la suite de ces traitements, c'est à dire les produits finis.

Quand le pétrole arrive dans la tour de distillation, ils se forment différents « étages » (ou coupes dans le jargon pétrolier) dans la tour de distillation et chaque coupe formera un produit différent (essences ou bitume, plastique ou gaz...).L’un de ces étages est souvent utilisé dans la production des matières dérivées du pétrole de tous les jours : le naphta. Comment fait-on pour passer du naphta, cette essence lourde et liquide, à tous ces produits dérivés, en général solides ? Par une réaction chimique appelée polymérisation. En quoi consiste-t-elle ? Certaines molécules d’hydrocarbures(ou encore des bases pétrochimiques), les monomères, sont capables, dans des conditions de température et de pression et en présence de catalyseurs (éléments favorisant le déclenchement de la réaction), de s’assembler en une seule molécule géante, le polymère.

A propos de…

Les monomères forment, en fait, une chaîne dont la propriété sera d’être rigide ou très molle suivant la nature de ses maillons. Avec le temps, les chercheurs et les industriels ont sélectionné les polymères les plus intéressants pour fabriquer les produits qui nous entourent. La recherche de nouveaux polymères toujours plus performants se poursuit, grâce aux possibilités infinies de la chimie organique.

La réaction de polymérisation est appliquée notamment aux bases pétrochimiques. Les principales bases pétrochimiques sont : le naphta, le gazole et le butane. Ces bases pétrochimiques sont traitées en usine dans des unités appelées vapocraqueurs. L’objectif est de casser les molécules sous l’action de la chaleur en présence de vapeur d’eau pour obtenir les produits de base suivants : - des alcènes (oléfines): éthylène, propylène et butadiène- des hydrocarbures aromatiques : benzène, toluène, xylène (ils servent dans la production de caoutchouc, ou encore de solvant et entretient du cuir)- le gaz de synthèse, mélange d’hydrogène et de monoxyde de carbone CO, produit par une oxydation partielle du méthane du gaz naturel.

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En général, les vapocraqueurs se trouvent sur le site des grandes raffineries puisqu’ils utilisent des produits qui en proviennent. Une fois les polymères fabriqués, il y a encore beaucoup à faire car ils se présentent souvent sous forme de granulés ou de poudres. Il faut les transformer pour leur donner une forme, une texture, une couleur et les propriétés qu’on attend d’eux : résistance aux chocs, à la chaleur ou à l’usure, rigidité, flexibilité ou élasticité…Pour cela, ils vont subir une série de traitements : chauffage, fusion, moulage, addition d’autres produits… mais ce domaine relève de la plasturgie et non de la pétrochimie ! Ce traitement du naphta est le traitement principal du pétrole en raffinerie, puisque le plastique est une matière qui nous entoure mais il existe bien sûr d’autres conversions des coupes pour obtenir des produits très variés faisant parties de notre quotidien.

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Les procédés de pétrochimie

Autres Conversions des coupes

La plupart de ces conversions servent surtout à transformer des produits en nouveaux produits avec une valeur marchande supérieure ou servent à réutiliser des résidus pour fabriquer de nouvelles substances.

1) Alkylation

L'alkylation est une opération qui fait la synthèse des paraffines ramifiés(alcanes auxquels on a ajouté un groupement d’atomes appelés alkyle) à partir de l'isobutane et d'oléfines légères pour avoir des composants de carburants à haut indice d'octane. C'est l'opération inverse d'un craquage. La réaction est faite en phase liquide en présence d'un catalyseur qui peut être de l'acide sulfurique (H2SO4) ou de l'acide fluorhydrique (FH). Le composé obtenu est désigné sous le nom d'alkylat dans le jargon pétrolier et qui entre dans la composition des essences.

A propos de…

L’indice d’octane est un chiffre permettant de savoir à quelle vitesse un produit s’enflamme (ou quand il explose). Plus l’indice est élevé, plus le combustible sera facilement inflammable et explosif.

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2) Isomérisation

L'isomérisation est une opération qui permet de transformer une paraffine linéaire en paraffine isomérée dans le but d'augmenter son indice d'octane. La charge d'une unité d'isomérisation est le naphta léger .Le composé obtenu est désigné sous le nom d'isomérat dans le jargon pétrolier, et qui entre dans la composition des essences.

3) Reformage catalytique

Le reformage catalytique a pour objectif de transformer les constituants naphténiques en constituants aromatiques à haut indice d'octane servant de base au mélange des essences. L'unité de reformage est constituée essentiellement d'une série de trois réacteurs contenant du catalyseur et un fractionnateur servant à séparer les différents produits à la sortie des réacteurs. Ce catalyseur est très sensible à la présence de produits sulfurés et azotés, aussi la charge de reformage doit être exempte de soufre, d'azote et de leurs dérivés.

La réaction se passe sous basse pression (<10 bar) et à haute température de l'ordre de 550 °C1 avec production d'hydrogène venant des molécules naphténiques. C'est une réaction endothermique (absorption de chaleur). En effet, les liaisons dans les molécules naphténiques s'ouvrent et libèrent de l'hydrogène et ces molécules donnent naissance à des molécules aromatiques dont la principale est le benzène. Le benzène est un hydrocarbure aromatique qui se présente sous la forme d'un hexagone ayant 3 doubles liaisons dont la formule chimique est C6H6.

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Dans l'unité c'est par déshydrogénation partielle du cyclohexane (C6H12) que l'on obtient du benzène. Ci-contre la représentation de la réaction générale de déshydrogénation dans les réacteurs en présence de catalyseur.

La charge de l'unité peut venir de différentes unités telles que le naphta lourd de la distillation atmosphérique.

À la sortie du fractionnateur on trouve les produits suivants :

-Hydrogène

-Fuel gaz

-Coupe Propane/Butane

-Coupe pentane

-Reformat, qui entre dans la composition des essences

L'hydrogène est utilisé pour l'hydrotraitement et l'hydrodésulfuration, Le fuel gaz est envoyé au réseau fuel gaz, La coupe propane/butane est envoyée en charge vers une usine de gaz. La coupe pentane ainsi que le reformat sont envoyés au stockage pour servir de base aux mélanges de carburants.

4)Craquage catalytique en lit fluide

Le craquage catalytique en lit fluide (c’est un liquide remplis de catalyseur servant à la destruction des liaisons moléculaires) est un procédé de raffinage qui a pour but de transformer, en présence d'un catalyseur, les coupes lourdes à longues chaînes d'hydrocarbones(chaînes faites que d’atomes d’hydrogènes et de carbones) en coupes légères pour être utilisées dans la fabrication du carburant. Comme toujours, l'objectif est d'avoir le maximum de produits à haute valeur marchande.

En présence du catalyseur, à haute température (450 à 550 °C) et à pression atmosphérique, on casse les grosses molécules hydrocarbonées pour avoir de petites molécules ayant un indice d'octane élevé.

Le procédé industriel souvent utilisé, vient des États-Unis, c'est le FCC (Fluid Catalytic Cracking : on ne peut traduire ce mot en Français car c’est un nom déposé). Il est basé sur l'utilisation d'un lit fluide de catalyseur. Le catalyseur, d'une grosseur de quelques 50 micromètres environ, est en suspension dans la charge, laquelle, après préchauffage, est injectée dans le réacteur sous forme gazeuse.

Les effluents, débarrassés des entraînements de catalyseurs au moyen d'un «cyclone», sont envoyés dans le fractionnateur. Ici dans ce procédé, le catalyseur s'écoule de manière continue, vers le régénérateur dans lequel

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est soufflé l'air de combustion, puis retourne au réacteur. C'est pour cette raison qu'on appelle Fluid Catalytic Cracking

Les charges qui alimentent le FCC viennent de la distillation sous vide, ce sont les distillats léger et lourd sous-vide. Après passage des charges dans les réacteurs, l'ensemble des produits issus passe dans un fractionnateur et à la sortie on peut recueillir les produits suivants :

Le fuel gaz qui est dirigé vers le réseau fuel gaz,

L’essence totale de FCC qui, après désulfuration, sera utilisée dans la fabrication des carburants,

Le gazole léger de FCC sera utilisé pour fabriquer le gazole moteur ou le gazole de chauffage,

Le gazole lourd de FCC sera utilisé dans la fabrication du fioul.

A partir des gaz de craquage qui contiennent beaucoup d'oléfines, on peut, par alkylation (polymérisation), réaliser la synthèse d'essences à haut indice d'octane.

5) Hydrocraquage

L'hydrocraquage est un procédé permettant de convertir des Distillats lourds de pétrole en coupes légères à haute valeur marchande. Ce procédé est mis en œuvre sous une forte température de l'ordre 250 à 450 °C et une forte pression d'hydrogène (entre 50 et 150 bars), en présence d'un catalyseur en lit fixe.

À cette température, il y a craquage des molécules longues et apparition des molécules oléfiniques. Mais en présence d'hydrogène sous haute pression, il y a hydrogénation partielle (l’hydrogénation est une réaction caractérisé par l’addition de molécules de dihydrogène)de ces oléfines et aussi des aromatiques formés. Des intermédiaires lourds sont à l'origine de la formation du coke. Il faut signaler également qu'avec ce procédé, la consommation d'hydrogène est assez importante, de l'ordre de 200 à 700 m³ d'H2/m3 de charge.

Les charges utilisées dans ce procédé sont des distillats légers et lourds ainsi que du distillat lourd de viscoréducteur.

6) Différences entre craquage catalytique en lit fluide et hydrocraquage.

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Le craquage catalytique en lit fluide retire du carbone à la charge craquée et donne principalement des essences et des oléfines (propylène, butylène) qui intéressent la chimie. L'hydrocraquage ajoute de l'hydrogène à la charge craquée tout en la désulfurant et donne principalement du gazoil pour les moteurs diesel et du kérosène pour les avions.

Le craquage catalytique en lit fluide utilise un catalyseur qui circule dans le réacteur alors que l'hydrocraqueur travaille de façon fixe (rien ne circule et ne bouge mis à part le distillat).

Les effluents issus de l'unité et après fractionnement sont : le fuel gaz dirigé vers le réseau de gaz combustible, beaucoup d’oléfines (butadiènes et butènes), du naphta léger servant aux mélanges de carburants , du kérosène en enfin du gazole .

7) Viscoréduction

Comme toujours, ici on cherche à transformer les résidus en coupes légères pour avoir une meilleure valorisation. Afin de réduire la viscosité des coupes lourdes et des résidus visqueux, on utilise un procédé appelé viscoréduction qui a pour but de transformer en partie les produits lourds en produits légers et en même temps réduire la viscosité du résidu. En effet, c'est un "craquage thermique" de résidu atmosphérique ou sous-vide. Les divers procédés de viscoréduction opèrent en phase liquide entre 450 °C et 500 °C sous une pression comprise entre 5 et 20 bars.

Les charges qui alimentent cette unité de raffinage viennent des distillations atmosphérique et sous-vide et du craquage catalytique, ce sont :

Le résidu atmosphérique,le résidu sous-vide , le gazole lourd.

À la sortie de l'unité, on trouve toute une gamme de produits suivants tels que le fuel ou le bitume.

8) Le soufflage des bitumes

Le bitume est le composé le plus lourd et le plus visqueux après sa sortie de la tour de distillation. Le bitume sorti tel quel des unités de raffinage est trop mou pour être utilisé pour les revêtements routiers. Aussi pour le rendre plus dur, on procède à son soufflage. Le procédé est ni plus ni moins une déshydrogénation partielle et une polymérisation du bitume avec l'oxy-gène de l'air.

En effet, en faisant passer l'air à travers le bitume sous haute température (240 à 260 °C), il y a déshydrogénation partielle et l'oxygène contenu dans l'air soufflé forme des ponts oxygène avec les chaînes hydrocarbonées et il se forme des réseaux tridimensionnels par polymérisation. La réaction est plus ou moins exothermique (qui libère de la chaleur) et la température

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dans la tour de soufflage ne dépasse jamais 300 °C sous peine d'apparition du phénomène de "craquage"(le bitume perdrait alors ses caractéristiques physiques comme sa longévité ou encore le fait qu’il soit solide). La dureté du bitume obtenue peut être contrôlée par le temps de passage de l'air, car plus il y a de ponts oxygène plus dur est le bitume.

Pour résumé, après toutes ces opérations on obtient donc par exemple du GPL (gaz de pétrole liquéfié) qui servira aux besoins domestiques et aux voitures à gaz. Bien évidemment l’essence et le gazole seront utilisés comme carburants, le naphta sortira de la raffinerie sous forme de petits granulés de plastiques puis sera envoyé aux usines qui voudront faire des objets en plastiques ou autres dérivés , le kérosène servira aux moteurs des avions , les huiles seront à la base de tous les lubrifiants et produits d’entretien et enfin les bitumes revêtiront les routes.

Conclusion

Au cours de ce TPE, nous avons vu, tout d’abord comment a été formé le pétrole puis comment extraire cette ressource fossilisé tant convoitée puis nous avons vu le chemin parcouru du pétrole de son site d’extraction à la raffinerie où il subira de nombreux traitements et sera soumis à de nombreuses techniques pétrochimiques afin de tirer un maximum de profit et de qualité de cette fameuse énergie.

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Ainsi on a pu remarquer la complexité du travail d’extraction et de la chimie du pétrole. Mais il faut tout de même poser quelques interrogations ; comme par exemple combien de temps pourrons-nous utilisé cette énergie ? Est-il possible de revoir du pétrole se reformer dans des nappes souterraines ? Tout simplement quel est l’avenir du pétrole ? Pour ne pas s’étaler sur le sujet, on peut donner quelques chiffres : 40. C’est le nombre d’années estimées restantes à l’exploitation des ressources pétrolières. Comment faire pour éviter de vider la Terre de ses énergies fossiles ? On peut se penché sur les énergies nouvelle, renouvelable en tenant compte du fait que quasiment tous les appareils électroniques, pièces automobiles, produits cosmétiques ou encore produits alimentaires et emballages sont issus du pétrole. Mais ce sujet sera sûrement traité dans un autre TPE ou une autre recherche plus poussée.

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