MEMOIRE '(),1'¶(78'(6 · 2016-12-14 · MEMOIRE '(),1'¶(78'(6 Pour l[obtention du dipl ô me de MASTER OPTION : Ingénierie du gaz naturel Présenté par : MEDJOUDJ Ahmed Belkacem

MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR

ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE KASDI-MERBAH OUARGLA

FACULTÉ DES SCIENCES APPLIQUEES

DEPARTEMENT DE GENIE DES PROCEDES

MEMOIREDE FIN D’ETUDES

Pour l’obtention du diplôme de MASTER

OPTION : Ingénierie du gaz naturel

Présenté par :

MEDJOUDJ Ahmed Belkacem BERRABAH Toufik

Thème:

Soutenu publiquement le: 30/05/2016

Devant le jury composé de : 12:00

Mr. Maître. A.TABCHOUCHE Univ. Ouargla Président

Med.

Mr.

Maître. R.GHEDAMSI

Maître. M.LATI

Univ. Ouargla

Univ. Ouargla

Examinateur

Examinateur

Mr. Maître. F.KAHOUL Univ. Ouargla Rapporteur

OPTIMISATION DES PARAMETRES DE MARCHE DE LA

SECTION DE FRACTIONNEMENT DE L’UTG DE

GUELLALA

Année universitaire : 2015/2016

REMIRCIMENT

Au terme de ce travail,

je tient à remercier le bon dieu pour le courage et la

patience qu'il ma donné afin de mener ce projet a

terme.

Je remercier vivement tout le personnel de université

kasdi merbah particulièrement au département gènes

gaz Natural.

Egalement à tous le personnel de SONATRACHE en

particulier Mer

AYOUB, au service exploitation, Messieurs

(SAMIR ISMAIL TALEB FAYCEL…etc.), au service de

travaux neuf, qui mon aidé, soutenu pendant toute la

période du stage.

Toute ma reconnaissance et gratitude pour Mr AYOUB,

qui m’a été d’une aide très précieuse.

Je remercie également mon professeur consultant Mr

F.KAHOUL, pour ses orientations et conseils.

Enfin je remercie toute personne ayant contribué de

prés de loin à la réalisation de ce

Sabri, Belkhir, Mouhi ddine, LOKA, Abdellali,

Fouad, bade basset, Yassine, Alhafed, Nourddine,

Houcin, et toutes mes familles

Pour leurs soutient.

BELKACEM & TOUFIK

Résumé:

Ce travail consiste à simuler le fonctionnement de dééthaniseur et débuthaniseur, et

d’optimiser les paramètres de marche pour éviter les perturbations qui pourraient arriver avant la

stabilisation du train.

En premier on a testé un model thermodynamique en le comparant au cas design pour ensuite

le comparer au cas actuel et enfin de passer à l’optimisation de différents paramètres pour avoir

un gain dans la production et une économie d’énergie.

Mots clé : optimisation, dééthaniseur et débuthaniseur, GPL, condensat et HYSYS.

Abstract:

This work is to simulate the operation of thedeethaniseur and debuthaniseur, and optimize the

operating parameters for the purpose of not having disruptions that may occur before the

stabilization of the train.

Were first tested in a thermodynamic model compared to the design and then compare it to the

real case (current) and then proceeding to the optimization of parameters for a gain in production

and energy savings.

Key words : optimization, dééthaniseur et débuthaniseur , GPL e condensat et HYSYS.

ملخص:

ضطرابات التي قد اال القضاء على, و تحسين معايير التشغيل لغرض جهاز الفصل هذا العمل هو محاكاة سير

تحدث قبل تحقيق االستقرار في القطار.

حالة واقعية, و من و قارن بعد ذلك إلى لحالة المرجعية كا الحرارية بالمقارنة مع االدينامي نموذججرى اختبار في

في الطاقة . داقتصامع اإلنتاجلى االستفادة المثلى من المعايير من اجل تحقيق مكاسب في إثم االنتقال

و برنامج هايسيس., أعمدة الفصل لإليثان و البوتان , غاز البترول المميع , بنزين الكلمات المفتاحية : تحسين

SOMMAIRE

Introduction général……………………………….………………………... 1

Chapitre I : GENERALITES SUR LE GAZ NATUREL

I-1-Introduction……………………...……………..…………………....….. 2

I-2-Origines du gaz naturel.………………………………………………… 2

I-3-Types des gaz naturels…………………….……..…….……………….. 2

I-4-Caractéristiques du gaz naturel………………………………….…........ 3

I-5-Gaz naturel dans le monde.……………...……...…………………..…... 5

I-6-Le gaz naturel en Algérie.………………………………………...…….. 6

I-7-Introduction de GPL…….……………………………………................. 8

I-8-Production mondiale de GPL…...…………………………………......... 8

I-9-Production nationale de GPL…………………….………....................... 9

I-10-Exportation de GPL………………………………………….......……. 10

I-11-Utilisation de GPL………………………………...…………............... 10

I-12-Caractéristiques générales des GPL…….. ………………...………….. 11

I-13-Stockage et distribution des GPL…………..………………….............. 13

I-14-Le bilan écologique de GPL.……………………................................... 14

Chapitre II : PRESENTATION DE LA REGION DE BERKAOUI

II-1-Situation géographique..………….…………….…..…………….......... 15

II-2-Développement de la région………………...…………………………. 17

II-3-Les division de Haoud Berkaoui……………...……….………………. 18

Chapitre III : DESCRIPTIF DU PROCESS DE L’USINE (U.T.G.) DE

GUELLALA

III-1-Section de boosting……………………………….…..……................ 20

III-2-Section de stabilisation………………..…………….…....................... 21

III-3-Section de déshydratation………………………...……....................... 22

III-4-Section de fractionnement…………………………...…….................. 22

III-5-Section de réfrigération……………..……......…………..................... 23

III-6-Section de compression de gaz de vente…………….....….................. 24

III-7-Section de gaz lift………...…………………..………......................... 24

III-8-Utilités………………………….………..…………………………… 25

Chapitre IV : THEORIE DE LA RECTIFICATION

IV-1-Généralités ………………………………………….…....……........... 26

IV-2-Description d’une colonne de rectification……..………...……........... 27

IV-3-Classification des colonnes …………………….…………………… 28

IV-4-Bilan matière et thermique de la colonne…………………………. 31

IV-5-Calcul de la pression ………………………..….….………..………. 34

IV-6-Calcul de la température ……………………………………………. 35

IV-7-Calcul De La volatilité relative.………………………..……...……… 36

IV-8-Calcul de taux de vaporisation de La charge…………..……............. 36

IV-9-Calcul de reflux minimal………………………………...................... 36

IV-10-Calcul de reflux optimal de gilliland………………..…...................... 37

IV11Calcul du nombre de plateaux …………………………..….............. 37

Chapitre V : PARTIE SIMULATION

VI-1-Généralité sur la simulation ………………………..…....…………… 38

VI-2-Description du logiciel HYSYS……………………………………….. 38

VI-3- Le choix du modèle thermodynamique ……………………………… 38

VI-4-Structure générale d’un simulateur de procède……………………….. 39

VI-5-Les équations d’état…………………….…………….......…………… 40

VI-6-Présentation de sujet…………………..…….……................................. 42

VI-7-1-Vérification du cas design dééthaniseur…………….………..……... 43

VI-8-1-Vérification du cas design débutaniseur…………...…………........... 45

VI-9-1-Vérification du cas actuel dééthaniseur…………….……………….. 47

VI-9-2-Vérification du cas actuel débutaniseur………....…………….…….. 49

VI-10-Optimisation des paramètres de marche………..….……...….............. 51

Conclusion……………………………………..………….………................. 60

Recommandations……………………………..…………………………….. 61

Conclusion général…………...………………………..…………................. 62

Nomenclature……………………………………………………................... 63

Bibliographie………………………………………………..………………. 66

LISTE DE FIGURE

Figure-1-Production du gaz naturel on Algérie…………………………… 7

Figure-2-La répartition de réserves gazières en Algérie……………….......... 8

Figure-3-Evolution de la production du GPL aux champs………………….. 10

Figure-4-Colonne de distillation…………………………………………….. 27

Figure-5-Dessin schématique de la colonne à plateau avec les notations…... 28

Figure-7-Un organigramme général d'un simulateur de procédé…………… 39

LISTE DE TABLEAU

Tableau-1- Charge design du dééthaniseur………………………………….. 43

Tableau-2-Comparaison entre cas design et cas Simulée dééthaniseur……... 44

Tableau-3-Les deux charges du débutaniseur……………………………….. 45

Tableau-4-Comparaison entre cas design et cas simulée débutaniseur……... 46

Tableau-5-Charge actuel de dééthaniseur……………………………............ 47

Tableau-6-Comparaison entre cas actuel et cas Simulée dééthaniseur........... 48

Tableau-7-Charge actuel de débutaniseur…………………………………... 49

Tableau-8-Comparaison entre cas actuel et cas Simulée débuthaniseur……. 50

Tableau-9-Influence de la température de fond du dééthaniseur……………. 51

Tableau-10-Influence de la température de fond du débutaniseur………….. 53

Tableau-11-Influence du taux de reflux……………..……………………… 55

Tableau-12-Comparaison entre le cas optimisé et cas actuel dééthaniseur…. 57

Tableau-13-Comparaison entre le cas optimisé et cas actuel dééthaniseur…. 58

1

INTRODUCTION GÉNÉRALE

Le gaz naturel joue un rôle énergétique croissant, l’importance de ses réserves et les avantages

qu’il présente sur le plan de l’environnement favorisent son utilisation.

Les coûts techniques de production, de traitement et surtout de transport du gaz naturel restent

toutefois élevés et représentent un handicap, cette difficulté est d’autant plus réelle que la part des

réserves de gaz naturel situées en mer ou dans des zones difficiles (arctique, Sibérie) tend à

augmenter.

Dans ces conditions, les progrès techniques permettent de réduire ces coûts, et devraient jouer

dans l’avenir un rôle majeur dans le développement du commerce international de gaz naturel. le

gaz naturel à sa sortie des puits n’est pas directement utilisable avant qu’il ne soit traité et

débarrassé de ses constituants indésirables.

Le traitement du gaz naturel consiste à séparer au moins partiellement certains des constituants

présents a la sortie des puits tel que l’eau, les gaz acides et les hydrocarbures lourds, la répartition

de ces traitements entre les lieux de production et de livraison résulte de considérations

économiques. Il est généralement préférable de ne réaliser sur le site de production que les seuls

traitements qui rendent le gaz transportable.

Le rôle essentiel de l’unité de traitement est de séparer la partie liquide (condensât +GPL+eau) de

la partie gazeuse (gaz humide) en première étape, et de le traiter séparément, en deuxième étape,

en vue de produire du condensât, du GPL et du gaz sec conformes à certaines spécifications.

Celles-ci doivent être respectées dans le but de faciliter le transport et le stockage, d’une part, et

la commercialisation de ces produits en tant que produits finis ou semi–finis d’autre part.

Une bonne gestion industrielle de l’énergie dépend de l’optimisation de son utilisation lors la

production, la consommation et le transport.

Le présent travail est composé de Cinque chapitres:

Dans le trio premier chapitres, nous présenterons respectivement un aperçu général relatif

au gaz naturel, présentation de la région de Berkaoui, description de l’E.T.G de Guellala

et des généralités sur le G.P.L. Ensuite, nous donnerons en quatrième chapitre quelques

notions de base de la partie théorique de rectification de G.P.L.

Le cinquième chapitre, décrit la partie des calculs et simulation employées à l’E.T.G de

Guellala.

En fin, nous résumons l’essentiel de notre travail dans une conclusion générale.


2

I.1.Introduction:

Le gaz naturel brut est composé essentielle d’hydrocarbure (gazeux liquide)

dont le pourcentage et la nature changent suivant les régions d’extraction, et d’eau

avec quelques impuretés de proportions variables (N2, CO2, H2S, composés sulfurés

etc.)

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

on le trouve en solution avec du pétrole brut ou du condensât.

Depuis sa découverte il été utilisé comme fuel ou à usage domestique, alors que

maintenant il joue un rôle énergétique croissant. [1]

I.2.Origines du gaz naturel:

Les différentes compositions du gaz naturel sont dues à la diversité de ses

origines, qui peuvent être :

Un gaz bactérien:

Le mode bactérien est dû à l’action de bactéries sur les débris organiques qui

s’accumulent dans les sédiments, le gaz ainsi formé est appelé gaz bactérien ou

biochimique.

Un gaz thermique:

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

des températures et pressions croissantes, subissant ainsi une dégradation

thermique qui va donner à coté des hydrocarbures, une large gamme de composés

non hydrocarbonés.

Un gaz inorganique:

Le mode inorganique de formations des gaz d’hydrocarbures reste très

secondaire. Les gaz volcaniques ou les sources hydrothermales contiennent parfois

du méthane et les inclusions fluides des minéraux des roches métamorphiques ou

magmatiques renferment souvent des hydrocarbures légers, principalement du

méthane.

I. 3.Types des gaz naturels:

L’apparition d’une phase liquide dépend des conditions de température et de

pression dans le réservoir et en surface, ce qui conduit à distinguer les types suivants :


3

Gaz sec: Ne formant pas de phase liquide dans les conditions de production,

le gaz est concentré en méthane et contient très peu d’hydrocarbures lourds.

Gaz humide: Formant une phase liquide en cours de production dans les

conditions de surface, il est moins concentré en méthane.

Gaz à condensât: Formant une phase liquide dans le réservoir en cours de

production, la phase condensée est riche en constituants lourds.

Gaz associé: Coexistant dans le réservoir avec une phase « huile » (gisement

de pétrole). Le gaz associé comprend le gaz de couverture (phase gazeuse

présente dans le réservoir) et les gaz dissous.

I.4. Caractéristiques du gaz naturel:

Au stade final de son exploitation le gaz naturel a les caractéristiques suivantes :

a) la masse volumique:

C’est la masse de l’unité de volume du gaz exprimé en Kg / m3, elle est fonction de

la température et de la pression, en dehors des conditions spécifiées on se réfère à des

conditions dites normales ou standards :

Condition normale : T = 0°C, P = 1atm.

Condition standard : T = 15°C, P = 1atm.

b) Volume massique:

Représente le volume occupé par unité de masse de gaz, il est donc l’inverse de la

masse volumique et s’exprime en m3 / Kg.

c) La densité:

Elle est définie pour un gaz comme étant le rapport de sa masse volumique à

celle de l’air dans des conditions bien déterminées de température et de pression,

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

partir de sa composition chimique en utilisant la relation :

Densité du gaz = masse moléculaire / 28.966


4

d) Pouvoir calorifique:

C’est la quantité de chaleur dégagée par la combustion d’une unité de volume du

gaz, mesurée dans les conditions de référence, le pouvoir calorifique pour le gaz

naturel s’exprime en Joules / m3.

On distingue deux pouvoirs calorifiques :

1. Pouvoir calorifique supérieur PCS:

Il correspond à la chaleur dégagée lorsque tous les produits de combustion sont

ramenés à la température ambiante, l’eau formée étant à l’état liquide.

2. Pouvoir calorifique inférieur PCI:

Il correspond à la combustion dans laquelle l’eau reste à l’état vapeur ; le PCI

diffère du PCS d’une quantité de chaleur latente de vaporisation de l’eau.

e) Composition chimique:

En dehors du méthane, le gaz naturel peut contenir d'autres hydrocarbures,

l'éthane, le propane, le butane, le pentane, et a des concentrations plus faibles des

hydrocarbures lourds.

Les hydrocarbures (C3 – C4) forment fraction GPL (gaz de pétrole liquéfié) la

fraction la plus lourde correspond aux hydrocarbures à cinq atomes de carbone ou plus

(fraction C5+) appelée gazoline.

Le gaz naturel peut contenir des constituants autres que des hydrocarbures

notamment de l'eau et des gaz acides et dioxyde de carbone et hydrogène sulfuré

ainsi que de l'azote de l'hélium, de faibles quantités d'hydrogène ou d'argon et même

parfois des impuretés métalliques (mercure et arsenic).

La composition chimique d’un gaz est utilisée pour l’étude de vaporisation, et elle

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

température (compressibilité, densité) et à définir les conditions de son traitement lors

de son exploitation. Elle est déterminée par méthode chromatographique en phase

gazeuse.


5

I.5. Gaz naturel dans le monde: [2]

I.5.1 Réserves de gaz:

La comparaison des taux d'épuisement des ressources d'hydrocarbures constate que le

gaz naturel est une ressource énergétique relativement peu exploitée par rapport au

pétrole brut.

En janvier 2004 les réserves totales de gaz dans le monde sont estimées à 202.404

Gm3 plus de 2,2% par rapport à l'année de 2000 dont 146.800 Gm3 de réserves

récupérables prouvées. Les réserves prouvées de gaz représentent, en équivalent

énergétique, plus de 95 % des réserves prouvées de pétrole brut.

La plus forte part (40%) des réserves totales se trouve en Europe de l'Est, Asie du

Nord. En ce qui concerne les réserves prouvées, elles se situent pour 38% en Europe

de l'Est, Asie du Nord et 31% au Proche-Orient, les parts des autres régions étant

toutes inférieures à 10%. Par comparaison avec le pétrole brut, dont les deux tiers des

réserves prouvées se trouvent au Proche-Orient, le gaz naturel représente une

diversification géographique des sources d'énergie dans le monde.

Après trois années de production, les réserves estimées ont encore augmenté de 4%

rapport à celles du janvier 1999.

L'augmentation est particulièrement importante dans les régions d'Europe de l'Est Asie

du Nord et d'Amérique du Nord.

Cette augmentation suit et confirme celle de 22% constatée en 1996 et 1999 et tient en

grande partie à l'impact des nouvelles technologies sur le niveau de récupération des

réserves avec des prix des énergies quasiment stables : l'essentiel de l'évolution est dû

à de nouvelles estimations des ressources des champs de gaz déjà connus.

I.5.2.Production mondiale du gaz naturel:

La concentration de la production de gaz naturel dans deux pays CEI (commutons

des états indépendants) et les Etats Unis qui contribuent pour plus de 50% à la

production annuelle est très frappante.

Le classement des pays producteurs illustre surtout les problèmes lies au coût élevé

du transport du gaz naturel hors CEI et USA. Les principaux producteurs sont proches

des grandes marches consommateurs : Canada (USA) Pays- Bas, Royaume-Uni et

Algérie.


6

I.6. Le gaz naturel en Algérie:

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

au niveau mondial

A la fin de 1953, plusieurs compagnes de sismiques aboutirent à la mise en évidence

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

R’Mel, un premier forage (HR1) a été réalisé en 1956. Huit puits sont alors réalisés,

délimitant ainsi une structure anticlinale constituant un grand réservoir de gaz.

Ce premier développement du champ permet de préciser le viciés des niveaux

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

Quatre puits sont relies à un centre de traitement permettant l’exploitation

commerciale du champ, dés février 1961 deux unités livrent du gaz à GL4-Z à travers

un gazoduc reliant Hassi- R’Mel à Arzew, le condensât était évacué à Haoudh El

Hamra via l’oléoduc «N°8 ».

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

phase actuelle de développement.

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

m3 et celle du condensât passe de 126 000 à 623 000 tonnes.

De 1971 à 1974 : des études des réservoirs permettent de définir le mode

d’exploitation du champ.

En 1974, parallèlement à ces études, une extension du centre de traitement était

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

Un programme de forage complémentaire était porté sur 23 nouveaux puits réalisés

entre 1971 et 1974.

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

naturel. Une particularité à souligner est que l’Algérie a pu réaliser diverses

installations de liquéfaction de gaz naturel qui lui permettent de le commercialiser

sous forme liquide et le transporter dans des méthaniers vers le marché extérieur

(Etats-Unis, Europe.. etc.).

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

gazoducs reliant directement Hassi R’mel à l’Europe, c’est ainsi qu’elle exploite

actuellement le fameux gazoduc trans-méditerranéen qui relie l’Algérie à l’Italie et la

Slovénie via la Tunisie.


7

I.6.1. Richesse Algérienne en gaz naturel:

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

R’mel, qui est le plus grand à l’échelle mondiale et celui de Ain- Salah qui sera

exploité en l’an 2002. L’Algérie est placée au quatrième rang, en possédant 10%

environ des réserves mondiales.

L’exploitation de gaz naturel en provenance de l’Algérie atteindra 60 milliards m3

de production (voir figure-1). Autrement dit l’Algérie deviendra le premier exportateur

dans ce secteur.

Figure-1-Production de gaz naturel on Algérie

I.6.2.Les réserves gazier en Algérie:

En janvier 2003 les réserves prouvées de gaz naturel sont estimées à 4,077.109m3.

Au cours des dix dernières années les bassins de Berkine et d'Illizi ont enregistré les

taux de réussite les plus élevées dans l'exploration, avec respectivement 51% et 50%.

Parmi les autres bassins de Berkine qui se classent comme les plus fructueux figure le

bassin d’Oued Mya ou ils ont effectué une autre découverte de gaz et de pétrole en

2002, ainsi que les bassins de Timimoun et Hassi Messaoud (voir figure-2)


8

Figure-2-La répartition des réserve gazier en Algérie

I.7. LE GPL:

Le GPL est un mélange d’hydrocarbures ayant un poids moléculaire peu élevé.

Contenant principalement le propane et le butane, ayant une température de

vaporisation respectivement de -42°C et 0°C à pression normale permettant de les

maintenir liquides à une température ordinaire sous une pression modérée 14 et 5 KPa

respectivement, contrairement au méthane et l’éthane qui ne peuvent être liquéfiés

qu’à des températures très basses. C’est pourquoi le méthane et l’éthane produits en

raffineries sont utilisés sur place comme combustible interne puisque leur transport est

très coûteux.

Le stockage de GPL se fait à l’état liquide. C’est l’un des meilleurs combustibles

avec le gaz naturel en ce qui concerne le contrôle de l’environnement. Les GPL sont

utilisés dans les secteurs tertiaires et industriels en tant que combustibles, dans la

pétrochimie en tant que charge, dans le secteur de transport en tant que carburant et

pour la production d’électricité. [5]

I.8. Production mondiale de GPL:

Le GPL est récupéré à partir des deux sources essentielles :

1. La récupération du propane et du butane sur les champs de pétrole.

2. La récupération du propane et du butane sur les champs du gaz naturel.

Cette dernière représente 60% des ressources.

Aux Etats-Unis où une longue tradition d’utilisation existe, la production et la

consommation sont équilibrées.


9

Au Moyen-Orient, la production de GPL s’est considérablement développée à la

fin des années 70 lorsque l’augmentation du prix de l’énergie a rendu attractive la

récupération du propane et du butane. Auparavant, ces produits étaient brûlés avec le

gaz associé. Le Moyen-Orient est actuellement la principale source d’exportation des

GPL dans le monde.

En Afrique du nord et tout particulièrement en Algérie, le GPL est surtout récupéré

à partir du gaz naturel dans les unités de traitement de gaz humide. La production

des raffineries assure le complément. Le propane et le butane sont récupérés au niveau

de la distillation atmosphérique du pétrole brut et par craquage des molécules lourdes

dans la plupart des unités de transformation et de conversion.

Le propane et le butane commerciaux ne sont pas des produits purs mais des

mélanges. Une séparation complète des molécules serait aussi coûteuse qu’inutile car

la plupart des utilisations acceptent des mélanges.

La production mondiale du GPL croît à un rythme de 5% par an.

I.9. Production nationale des GPL :

L’Algérie pays pétrolier et gazier, possède une industrie de GPL très importante,

sa production a suivi une croissance soutenue en raison de l’intérêt suscité chez les

pays industrialisés pour cette forme d’énergie idéale pour la protection de

l’environnement.

Jusqu’à 1984, l’Algérie importait du butane en période de pointe. Depuis cette date

et suite, à la mise en service du complexe GP-1Z la production nationale est largement

excédentaire par rapport à la demande du marché national.

Durant la dernière décennie, l’industrie algérienne du GPL a connu des

changements profonds, notamment en matière de production, d’exploitation et dans les

activités de transport maritime. Le programme de valorisation des ressources gazières

lancé au début des années 90 fait bénéficier aujourd’hui l’Algérie de disponibilités

importantes en GPL.

Depuis la mise en exploitation du champ gazier de Hamra en 1996, la production

de GPL a connu un développement rapide. Le niveau de l’offre national de GPL sera

de l’ordre de 12,5 millions de tonnes en 2006 lorsque les projets développés auront été

mis en service. Cette offre provient de trois sources différentes :

10% obtenus par raffinage du pétrole brut aux raffineries de Skikda, Arzew,

Alger.

11% sont obtenus à l’issue de la liquéfaction du gaz naturel aux complexes de

liquéfaction GL-2Z, GL-1K.


10

79% sont produits à partir des gisements d’hydrocarbures, par séparation du

gaz et le traitement du pétrole brut ; soit 4,35 millions de tonnes. [6]

Figure-3-Evolution de la production du GPL aux champs

I.10. Exportation de GPL :

Les marchés méditerranéens et américains (USA) restent les principaux marchés et

représentent près de 75% de nos exportations en GPL.

I.11. Utilisation de GPL :

Nos ressources en hydrocarbures sont essentiellement composées d’hydrocarbures

gazeux : le gaz naturel et les GPL.

Compte tenu des profils de production prévisionnels, les GPL constituent la

ressource la moins entamée. S’agissant du marché national, de grandes possibilités

d’utilisation des GPL existent pour tous les usages énergétiques. Cependant, hormis le

butane qui a connu une très forte pénétration dans le secteur résiduel, le propane a été

très faiblement utilisé dans les autres secteurs potentiels : transports, industrie,

agriculture.

source de chauffage

Les appareils domestiques utilisés actuellement sont conçus pour s’adapter à

l’utilisation de GPL. Une plus grande flexibilité, les aspirations de la clientèle et la

recherche du rapport prix /qualité sont les facteurs principaux de l’évolution de ces

appareils.


11

GPL dans la climatisation :

Il est utilisé pour la construction des réfrigérateurs et des climatiseurs (moyenne

capacité) grâce à sa détente d’absorption de la chaleur et de créer le froid.

GPL dans la pétrochimie :

18% des GPL sont consommés comme charge pétrochimique (production de

l’éthylène qui est un produit phare de la pétrochimie).La demande globale

pétrochimique de GPL enregistre un taux de croissance de 10%.

L’utilisation du butane est liée essentiellement à la fabrication du MTBE utilisé

comme booster des essences en substitution au PTE.

GPL pour la production d’électricité :

Les rythmes attendus de la croissance de la demande mondiale en électricité

dépasseraient largement ceux des autres formes d’énergies finales. Elle atteindra

21,2% en l’an 2010.

Les GPL pour la production d’électricité s’avère être une solution privilégiée par

rapport aux autres combustibles (Charbon, Fuel…), et ce tant du point de vue

économique qu’écologique.

GPL carburant :

La pollution de l’air et climat, le bilan écologique comparé des différents

carburants attribue les meilleurs notes, et de loin au GPL, et au gaz naturel.

Si on les généralisait, on soulagerait bien plus l’environnement qu’en améliorant

la qualité de l’essence et de diesel. Les autres carburants examinés n’apportent guère

d’avantages comparés à ces derniers.

Parfois même ils sont moins favorables, tel est le résultat d’une étude réalisé à la

demande de l’OFEFP (Office Fédéral de l’Environnement des Forets et du Paysages)

intitulée éco profils des carburants.

I.12. Caractéristiques générales des GPL :

a) Odeur :

Le GPL est inodore à l’état naturel, pour des raisons de sécurité on ajoute dans des

limites précises à des fins de commercialisation des odorants, ces additifs sont des

composés sulfurés tels que le Diéthylmercaptane ou le dimethylsulfide.


12

b) Tension de vapeur :

La TVR de GPL est de 8 et 2 bars pour le propane et le butane respectivement à

20°C.

c) Dilatation :

A l’état liquide, le GPL a un haut coefficient de dilatation dont il faut tenir compte

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

d) Densité :

Aux conditions normales de température et de pression, le GPL est plus lourd que

l’air, elle diminue avec l’augmentation de la température et à titre exemple : à 38°C la

densité est de 0,534. La densité est très importante dans le GPL commercial.

De petites quantités de GPL dans l’eau peuvent former un mélange, pour cela il

n’est pas toléré de négliger la moindre consigne de sécurité dans l’industrie du gaz.

e) Température d’ébullition :

A la pression atmosphérique la température d’ébullition de propane est de -42°C,

et celle de butane est de 0°C.

f) Pouvoir calorifique :

C’est la propriété la plus intéressante étant donné que le GPL est

traditionnellement utilisé pour les besoins domestiques.

g) Impuretés :

Le plus important est le Soufre, la teneur en soufre est inférieur ou égale à

0,005% en masse, ainsi que l’eau qui est extraite durant le traitement.

h) Le GPL est non corrosif à l’acier mais l’est généralement à l’aluminium au cuivre

et ces alliages.

i) Le GPL n’a aucune propriété de lubrification, ce qui doit être pris en considération

lors de la conception des équipements pour GPL (pompes et compresseurs).

j) Le GPL est incolore, que ce soit en phase liquide ou gazeuse.


13

I.13. Stockage et distribution des GPL :

Le fait que le gaz de pétrole soit utilisés à l’état gazeux dans les conditions

normales de pression et de température, et qu’ils soient obligatoirement stockés et

transportés à l’état liquide influence toutes les conditions de manutention.

Les récipients métalliques (de capacité ≤ 100 litres) contenant les gaz de pétrole

sont soumis à des pressions d’épreuve de 30 bars pour le propane et de 15 bars pour

le butane.

Les stockages se rencontrent tout au long de la chaîne de distribution, depuis la

raffinerie jusqu’aux points de distribution et d’utilisation. Si les moyens de stockage

classiques (sphères, réservoirs cylindriques, horizontaux ou verticaux) sont encore

largement utilisés, les sphères le sont plus, elles ont des capacités pouvant aller jusqu’à

alors que 3 000 m3 les réservoirs cylindriques horizontaux ont couramment des

capacités d’une centaine de mètres cubes.

Tous les modes de transport valables pour les produits pétroliers peuvent être

employés pour les gaz liquéfié : pipelines, navires pétroliers, péniches, camions,

wagons citernes, bouteilles.

Les termes de la distribution, c'est-à-dire les gaz vendus aux consommateurs, se

fait soit par des bouteilles de différentes capacités surtout (13 Kg) ou par des

réservoirs de plusieurs centaines de kilogrammes, soit fixes (remplis périodiquement

par un camion-citerne), soit mobiles et laissés en dépôt chez l’utilisateur.


14

I.14. Le bilan écologique de GPL :

Le GPL est perçu comme un carburant propre son bilan écologique reste

pourtant mitigé, même s’il est globalement supérieur à celui des carburants

conventionnels. Son utilisation ne produit pas des particules et très peu d’oxyde

d’azote ou de benzène, mais les émissions de CO restent proches de celle d’un diesel

moderne qui lui est également très supérieur en matière d’émissions de CO2, le bilan

du puits à la roue (production au pot d’échappement) donne un léger avantage au GPL

avec une différence suivant les études de l’ordre de -5%.

Le GPL avait initialement un impact très positif car il était un corolaire de

l’extraction pétrolière ou gazière et était brûlé sur les sites d’extraction. En termes de

filière, son utilisation permettait alors de propulser plus des véhicules pour une même

quantité de CO2 rejeté dans l’atmosphère. Il est désormais aussi valorisé comme

combustible de chauffage, son emploi dans les transports réduit donc ses avantages en

terme CO2. Il demeure une alternative intéressante en matière de diversification

énergétique. En effet son origine mixte (pétrole et gaz) permet d’introduire sur ce

marché un carburant gazeux, disponible, facile à mettre en œuvre, bénéficiant d’ores et

déjà d’infrastructures de distribution mais il n’est qu’un carburant de transition qui

peut permettre de reculer l’échéance du pic pétrolier en attendant d’autres solutions.

Il existe une grande disparité au sein des véhicules équipés pour le GPL. Les

véhicules en première monte (équipés usine) présentent de bons résultats, alors que les

véhicules équipés en seconde monte sont particulièrement disparates. Certains peuvent

même se montrer nettement plus polluants sur certains points que des véhicules

essence conventionnels.

Les performances et le bilan environnemental du GPL pourraient

considérablement progresser avec un moteur spécifiquement conçu pour fonctionner

avec ce carburant. Le GPL présente d’autres propriétés appréciables, son utilisation

réduit l’usure du moteur, génère moins de bruit et de vibrations et offre une grande

souplesse dans la conduite.

CHAPITRE II : PRESENTATION DE LA REGION DE BERKAOUI

15

II-1- Situation géographique:

La région de Haoud Berkaoui représente l’une des dix (10) principales zones

productrices d’hydrocarbures du Sahara algérien.

Sur la route RN° 49 dites des pétroliers reliant Ghardaia à Hassi Messaoud, et à 35 Km

au Sud–Ouest D’ouargla, un carrefour indique la présence d’un champ pétrolier, il s’agit de

la région de Haoud Berkaoui.

Cette région est située à 100 Km de Hassi Messaoud, à 770 Km au sud de la capitale

(Alger), elle est très importante en raison de sa part de production des hydrocarbures du

pays.

Elle s’étend du sud-est de Ghardaia jusqu’au champ extrême Boukhzana, près de la

route de Touggourt.

A ce jour là, 100 puits sont en exploitation, répartis sur l’ensemble des champs, dont 73

puits en gaz lift, et 27 éruptifs. La production cumulée depuis l’origine est de 86 millions de

m 3, pour des réservoirs globaux en place de 472 millions de m 3.

Toutes les quantités d’huiles et de gaz récupérés sont acheminées vers les différents

centres de production de la région.

Il existe 3 centres principaux de production situés à Haoud Berkaoui, et Benkahla et

Guellala. [3]

1-Haoud Berkaoui :

Sur une superficie de 175 km 2, ce champ découvert en mars 1965 par la CFPA

(compagnie française du pétrole algérien) par le forage du puits OK101, situé au sommet de

l’anticlinal.

La mise en production de ce gisement a eu lieu en janvier 1967, la production HBK se

compose d’une unité de séparation d’huile avec une capacité de 8000 m 3 /j, d’une autonomie

de stockage de 13000 m 3, d’une unité de Boosting gaz de 1 million m 3 /J, et d’une unité de

station d’injection d’eau à raison de 6000 m 3/j.

2-Le Champ de Benkahla:

Le gisement de Benkahla a été découvert en novembre 1966 par la même compagnie

(FCPA) par le forage du puits OKP24.

Il s’étend sur une superficie de 72 km 2, le centre de production de Benkahla, est

composé d’une unité de séparation d’huile de 5000 m3/J, et d’une unité de Boosting gaz de

560000 m3/j, toute la production d’huile de BENKAHLA est expédiée vers le centre de

production HBK.


16

3- Le Champ de Guellala:

Ce gisement est découvert le 28 octobre 1969 par le forage de GLA01, sa mise en

production date de février 1973.

Il s’étend sur une superficie de 35 km 2, avec une profondeur moyenne des puits de

3500 m.

Actuellement, le centre de production se compose d’une unité de séparation d’huile,

d’une capacité de 7000 m3/J, d’une unité de stockage de 15000 m 3/j, et d’une unité de

Boosting gaz de 762000 m 3/j.

Cette station est également dotée d’une unité de traitement de gaz d’environ 2,4

millions m 3/j, sa capacité de récupération est estimée à 500 tonnes par jour pour le GPL et de

90 tonnes par jour pour le condensât.

Cette unité de traitement est accompagnée d’une unité de compression du gaz

commercial à 75 bars, et de 150 bars pour le gaz lift, sa capacité est de

1 660 000 m 3/J.

La périphérie:

Elle est composée de plus de 10 puits, la production de quelques puits est assurée par

déplétion naturelle, les champs de la périphérie sont : N’gaussa, Draa Tamra, Guellala Nord-

Est, Haniet El Beida et Boukhzana.

Historique:

Les études géologiques réalisées à Ouargla ont permis de connaître l’existence de deux

structures appelées Haoud Berkaoui, et Benkahla.

En mars1965 ,un gisement d’huile fut localisé dans la série du trias argilo-gréseux

(Tag) plus exactement à Haoud Berkaoui par la compagnie(CFPA), la zone pétrolière de

Haoud Berkaoui , est constituée de près de 20 champs pétroliers, répartis sur 63 km 2 sur le

bord oriental de la dépression Oued Mya, les plus importants de cette région sont ceux de

Haoud Berkaoui, Benkahla, Guellala, elle reforme les accumulations d’huile essentielle de

cette zone, la série inférieur du trias argileux Gréseux (TAG) située à une profondeur

moyenne de 3350 m, est le principale réservoir, productif d’huile du bloc 438 parmi les

autres champs constituants la périphérie de cette région figurent Draa Tamra (DRT) et

Guellala –Nord-Est.

Haoud Berkaoui est devenue une région autonome en 1976, alors qu’elle dépendait de

la région de Hassi Messaoud, depuis le début de son exploitation.


17

II 2-Developpement de la région:

En espace de 30 ans, la région a connu des changements très importants au fur et à

mesure de son développement dont voici les plus importants :

1963 : Découverte du champ Ouloga par le sondage OA1.

1965 : Découverte du champ HBK par le sondage OK101, situé au sommet de la

structure.

1966 : Découverte du champ BKH par le sondage OK24.

1967 : Mise en production d’un centre de traitement d’huile à HBK composé de deux

batteries de séparation, trois bacs de stockage et deux motopompes diesel pour

l’expédition par la mise du premier puits Ok101.

1969 : Découverte du camp de GLA par le sondage GLA01.

1970 : Extension du centre de HBK pour recevoir la production la production de BKH.

1971 : Mise en service du centre de BKH.

1972 : Découverte du champ GLA-NE par le sondage GLANE01.

1976 : Mise en service du centre de production de GLA.

1978 : Mise en service du service de production GLA-NE et création de la région HBK.

1979 : Mise en service du centre de traitement de DRT.

1981 : Démarrage de l’injection d’eau à HBK, et BKH.

1984 : Extension du centre de BKH.

1985 : Démarrage de l’unité de traitement des gaz associés à Oued Noumer.

1986 : Extension du centre de GLA-NE.

1989 : Passation du consigne entre la région HBK et Hassi R’mel pour les champs

d’Oued Noumer.

1992 : Mise en service de l’unité de récupération des gaz torchés de HBK, BKH et GLA

( Booster) et mise en service de l’usine de traitement de gaz à GLA.

1993 : Mise en service de nouvelles unités électriques d’injection d’eau à GLA et BKH.

1995 : Mise en service de la nouvelle unité électrique d’injection d’eau à HBK.

1996 : Mise en service d’une unité de dessalage au centre de HBK.

1999 : Découverte du champ de BKHE par le sondage BKHE 1.

2001 : Mise en service d’une station de traitement des eaux domestiques (en mars).


18

Protection de l’environnement:

La région de Haoud Berkaoui est l’une des premières régions à fournir de grands

efforts dans le domaine de la protection de l’environnement, cette région est dotée d’une

station de déshuilage, d’une unité de récupération des gaz torchés, d’une station d’eau

potable, et aura prochainement une station d’épuration des eaux usées.

Données climatiques:

La température minimale sous l’abri : 45°C.

La température minimale sous l’abri : -5°C.

La température souterraine maximale en été (à une profondeur de 1 m : 38°C).

La température souterraine minimale en hiver (à une profondeur de1 m : 18°C).

Humidité relative:

Humidité maximale moyenne journalière : 45%.

Humidité minimale moyenne journalière : 19%.

Vent:

Vitesse Max du vent : 180 Km/h (5 m/s), et cela à 10 m au-dessus du sol.

Direction du vent : de Nord-ouest et Sud–ouest.

Altitude:

Le niveau du sol est défini comme point standard, l’altitude du site (niveau fini)

HBK : Niveau de la mer +225 m

BKH : Niveau de la mer +192 m

GLA : Niveau de la mer +222 m

II-3- Les Division De Houad Berkaoui:

Division approvisionnement et transport : elle comprend trois services

- Gestion de Stock.

- Service Matériel.

--- Service Maintenance.

Division engineering et production : elle comprend cinq services

- Service Géologie.

- Service Technique puits.

- Service Essai et Mesure.

- Service Intervention.


19

Division exploitation : elle comprend deux services

- Service Exploitation GLA.

- Service Exploitation HBK.

- Service Corrosion.

- Service Etude et Programmation.

Division finance : elle comprend quatre services

- Service comptabilité Générale.

- Service Trésorerie.

- Service Comptabilité Analytique.

- Service Juridique.

Division intendance : elle comprend quatre services

- Service Restauration

- Service Hébergement.

- Service intendance.

- Service plantation.

Division maintenance : elle comprend quatre services

- Service Instrumentation.

- Service Méthode Planification.

- Service Mécanique

- Service électricité

Division réalisation : elle comprend quatre services

- Service travaux.

- Service construction.

- Service travaux entretien.

- Service électromécanique.

Division sécurité : elle comprend deux services

- Service prévention.

- Service intervention.

Division personnel : elle comprend trois services

- Service gestion paie.

- Service planification.

- Service Administration.

CHAPITRE III : DESCRIPTION DE L’UTG DE GUELLALA

20

L’usine de traitement de gaz UTG de Guellala est conçue pour la récupération des gaz

associés issus de la séparation du pétrole brut HP, MP, et BP des champs de HBK, GLA et BKA

au lieu d’être torchés, elle a pour but de produire des produits conforme aux spécifications. [4]

1- Le gaz commercial:

Capacité : 1236 103 Nm3/j

Teneur en H2O : 50 ppm max à 10°C et 80,5 bars

Teneur en C5+ : 0,5 % mol. max.

Pression : 74 bars

Température : 60°C

2- Le GPL (gaz du pétrole liquéfié):

Capacité : 500 T/J

Teneur en H2O : 50 ppm max

Teneur en C2- : 3 % max

Teneur en C5+ : 0,5 % max

Pression : 50 bars


3- Le gaz de Gaz-lift:

Capacité : 424 000 Sm3/j

Teneur en H2O : 50 ppm vol. max.

Point de rosée : 10°C à 80,5 bars

Teneur en C5+ : 0,5 % mol. max.

Pression : 140 bars


4-Le condensât :

Capacité : 90 T/J

Point de bulle : 45°C à 2,5 bars

Pression : 10 bars

La capacité de traitement de l’UTG est de 2 369 103 Sm3/j

III- 1- Section de Boosting :

La section de boosting de Guellala se compose d’un seul train de compression. Les gaz

d’alimentation BP, MP et HP sont disponibles à partir des lignes de torches. Le gaz BP passe

dans le ballon d’aspiration V-300 où les entraînements de pétrole brut sont enlevés et recueillis

dans le ballon V-304 ensuite renvoyés aux séparateurs BP existant sous pression de gaz HP, puis

le gaz est pressurisé jusqu’à la pression de gaz MP (2 bars) par la soufflante K-300.


21

Le gaz BP ainsi comprimé sera mélangé avec les gaz provenant des lignes de torche MP et

d’appoint du V-401, et est introduit dans le ballon d’aspiration 1er étage V-301 du compresseur

K-301 où les gouttelettes d’huile entraînées sont éliminées et renvoyées vers le séparateur MP.

Le gaz HP provenant de la ligne de torche HP passe dans le ballon d’aspiration V-302 où les

entraînements de pétrole brut sont enlevés et renvoyés vers le séparateur BP, puis le gaz pénètre

dans le 2ème étage du compresseur K-301 mélangé au gaz HP provenant du 1er étage, sera

comprimé jusqu’à 26 bars, à la sortie du compresseur le gaz est refroidi à l’aide de

l’aéroréfrigérant E-301. Le gaz ainsi refroidi est envoyé vers l’usine de traitement UTG en

passant par le ballon de rétention d’eau V-303 dans lequel l’eau est évacuée vers le bourbier.

Conditions opératoires :

Pression d’aspiration (MP +BP) : 2.6 bars.

Température d’aspiration (MP +BP) : 47.6°C.

Pression d’aspiration : 10.3 bars.

Température d’aspiration (HP) : 37.5°C

Pression de refoulement : 27 bars.

Température de refoulement : 137°C.

Type de compresseur : centrifuge.

Entraînement : moteur électrique.

III-2-Section de stabilisation:

L’alimentation de l’usine de traitement de gaz UTG est assurée par le gaz provenant des stations

de boosting de HBK, BKA et GLA mélangés au niveau du collecteur d’entrée puis introduits

dans le ballon V-401 pour éliminer l’eau et récupérer le maximum de condensât du fond du

ballon par les pompes P-401A/B.

Le gaz sortant du ballon V-401 est refroidi à 25°C dans le refroidisseur à propane E-401 puis

envoyé vers le ballon séparateur V-402 situé en amont des sécheurs, l’eau est évacuée vers

bourbier et les condensât sont récupérés du fond du ballon par les pompes P-402A/B. Les deux

refoulements des pompes de condensât alimentent la colonne de stabilisation C-401 où le fond est

réchauffé à 138 °C par un rebouilleur E-402 à huile chaude (gas-oil) et les vapeurs de tête sont

recyclées en amont du refroidisseur à propane E-401. Les condensât ainsi stabilisés sont envoyés

vers la colonne de débutanisation C-702.

Conditions opératoires:

Température de tête : 51°C

Pression de fond : 26.5 bars


22

Température de fond : 138.5°C

III-3-Section de déshydratation:

Le gaz du ballon V-402 est envoyé aux sécheurs de gaz V-403A/B/C avant de passer dans la

section de réfrigération E-601.

Le système de séchage est constitué de trois lits fixes dont deux en services et un en régime de

régénération. Le gaz de régénération est porté à une température de 280 °C dans le réchauffeur

de gaz H-401.

Le gaz de régénération après avoir été refroidi par le refroidisseur de gaz de régénération

E-403 est envoyé au ballon séparateur de gaz de régénération V-404 et envoyé vers le

compresseur de gaz de régénération K-401A/B puis recyclé vers le refroidisseur de gaz

d’alimentation E-401.

Le gaz une fois séché passe à travers un filtre à poussière Z-401 pour éliminer les impuretés fines

susceptibles de créer des problèmes de bouchage des équipements en aval.

Condition opératoires:

Débit : 4020 Nm3/h

Température de service : 290 °C

Pression de service : 22 bars

Temps de régénération : 6 heures

III-4 -Section de fractionnement :

1) Dééthaniseur :

Le liquide provenant de la section de réfrigération alimente le dééthaniseur C-701 par la pompe

P-601 A/B au niveau du 15° plateau. En tète de la colonne le gaz est partiellement condensé dans

le condenseur E-701 par du propane réfrigérant et séparé dans le ballon de reflux du dééthaniseur

V-701, le liquide du ballon de reflux totalement pompé par la pompe P-701 A/B vers le plateau

de tète comme reflux froid, le gaz issu du V-701 est préchauffé dans la section de réfrigération et

envoyé au compresseur de gaz de vente K-603 A/B. Les condensats du fond de C-701 sont

stabilisés par le rebouilleur condensât/huile chaude E-702 et envoyé comme 2° charge au

débuthaniseur C-702 sous contrôle de niveau.

Condition opératoires:

Pression de tête : 24.4 bar


23

Température de tête : -5.7°C

Pression de fond : 25.3 bar

Température de fond : 89.6°C

Nombre des plateaux : 38

2) Débuthaniseur:

L’alimentation est assurée par les liquides provenant de :

dééthaniseur C-701.

Colonne de stabilisation C-401.

Le gaz de tête est totalement condensé dans l’aéro-condenseur E-703 A/B et séparé dans le ballon

de reflux V-702, le liquide du ballon de reflux est pompé par la pompe P-702 A/B, une partie est

utilisé comme reflux et l’autre partie c’est le GPL qui est envoyé vers le stockage dans les

sphères T-701A/B après être refroidi à 45°C dans l’échangeur à propane E-706.

Les condensats du fond de C-702 sont stabilisés par le rebouilleur E-704 et envoyés vers le

séparateur MP existant dans le centre de production de Guellala après être refroidi dans l’airo E-

705.


Pression de tête : 14 bars.

Température de tête : 65,7°C

Pression de fond : 15,4 bars.

Température de fond : 156,8 °C.

Nombre des plateaux : 38

III-5-Section de réfrigération:

Le gaz séché est refroidi dans un échangeur de chaleur à plaque E-601/E-602/E-603 est

envoyé au séparateur froid V-600. Le gaz du séparateur V-600 est mélangé avec le gaz du ballon

de reflux V-701, est réchauffé dans l’échangeur à plaque et envoyé vers le compresseur de gaz de

vente K-603 A/B.

Le liquide du séparateur V-600 après avoir été pompé par la pompe d’alimentation du

dééthaniseur P-601A/B est réchauffé dans l’échangeur à plaque et utilisé comme alimentation du

C-701.

Dans l’échangeur à plaque la réfrigération est réalisée par le propane :


24


-gaz séché : Température d’entrée : 26,8°C.

Température de sortie : -18,5°C.

-Gaz froid du ballon V-600 : Température d’entrée : -18,5°C.

Température de sortie : 23°C.

III-6-Section de compression de gaz de vente:

Le gaz provenant du séparateur froid V-600 et du ballon de reflux du déethaniseur V-

701 est évacué vers le compresseur de gaz de vente K-603 A/B chacun ayant une capacité de

50% du débit total nominal pour y être comprimé à 73bars. A la sortie du compresseur le gaz est

refroidi par l’aéro E-605, une partie est envoyé vers la ligne 48’’ GR1 reliant ALRAR–Hassi

R’mel, l’autre partie est comprimée, envoyée comme gaz-lift vers les trois champs HBK, BKA et

GLA à une pression de 140 bars.

Conditions opératoires

Pression d’aspiration : 22,2 bars.

Température d’aspiration : 23°C

Pression de refoulement : 75,7bars

Température de refoulement : 60°C

III-7 - Section de gaz lift :

Le gaz provenant de la ligne de gaz de vente passe dans le ballon d’aspiration V-606 puis le

gaz pénètre dans le compresseur de gaz lift K-604 A/B (compresseur alternatif) pour y être

comprimé à une pression de 140 bars .

Le gaz comprimé est refroidi par l’airo E-606 est envoyé vers les lignes de gaz lift des champs.


25

III-8-Utilités :

1-Système de réfrigération à propane:

Le système de réfrigération à propane est prévu pour fournir le froid au condenseur de

dééthaniseur, au refroidisseur de GPL et le refroidisseur de gaz d’alimentation.

2- Système d’huile chaude :

Un système d’huile chaude est prévu pour fournir de la chaleur au rebouilleur de la colonne de

stabilisation C-401, au rebouilleur du dééthaniseur C-701 et débutaniseur C-702.

3- Système de gaz combustible :

Un réseau d’alimentation en gaz combustible est prévu pour assurer l’alimentation en gaz

combustible : des turbines à gaz, des réchauffeurs (fours), pompes d’huile d’étanchéité de

secours pour turbine à gaz, pilote de torche et pour gaz de balayage du collecteur de torche.

CHAPITRE IV THEORIE DE LA RECTIFICATION

26

V.1.Généralités :

Les procédés de traitement, basés sur le transfert de matière sont très importants pour la

séparation du pétrole et du gaz. Ainsi par la rectification on obtient à partir du pétrole brut une

gamme très variable de produits légers et du mazout. Par ce procédé également on fractionne

les produits issus de diverses opérations en obtenant à partir des mélanges du gaz liquéfiés du

butane, propane,…etc.

L’opération de rectification repose sur la mise en contact d’une phase liquide et d’une

phase vapeur, qui tendent à s’équilibrer mutuellement. Cela implique d’une part, l’équilibre

de température et de pression et une redistribution des constituants entre les phases d’autre

part.

A la suite de telle mise en contact, la phase vapeur s’enrichit en constituant le plus volatil

et la phase liquide en constituant le plus lourd.

Une telle opération est réalisée à contre-courant, soit par étage dans une colonne à

plateaux, soit en continu dans une colonne à garnissage.

Ainsi l’opération de rectification est basée sur le phénomène de séparation par diffusion

des constituants d’une phase à une autre par des mises en contact des deux phases en continu,

en discontinu, à contre-courant…etc.

Le transfert de matière d’une phase à une autre s’effectue par diffusion moléculaire. La

force motrice de transfert d’une substance est la différence de concentration de l’élément dans

les deux phases.

Tous les phénomènes de transfert de matière sont réversibles, le sens de transfert est

déterminé par les paramètres suivants :

- Les concentrations de l’élément dans les deux phases.

- La température et la pression.

C’est ainsi que l’absorption d’un gaz par un liquide peut être renversée par désorption en

augmentant la température et en diminuant la pression.

Le transfert est d’autant plus grand que la surface et le temps de contact sont grands et se

termine lorsque l’état d’équilibre dynamique est atteint. [7]


27

V.2. Description d’une colonne de rectification :

La colonne de rectification est un appareil qui sépare un mélange en deux ou plusieurs

produits qui sont soit des corps purs, soit des mélanges comportant moins de constituants que

le mélange initial.

La colonne est une enveloppe cylindrique verticale (la virole) qui renferme des dispositifs

permettant d’assurer un bon contact entre les flux liquide et gazeux qui la traversent à contre-

courant, Ce sont des plateaux ou des garnissages.

Le mélange à distiller est introduit dans la colonne à un niveau déterminé de façon à

obtenir au mieux la séparation désirée.

Le liquide arrivant en fond de la colonne est partiellement vaporisé dans le four qui crée la

phase vapeur nécessaire à la distillation. Le liquide non vaporisé est extrait au fond de la

colonne et constitue le résidu (au produit de fond).

La vapeur arrivant en tête de colonne est condensée dans un condenseur, une partie de

condensat est envoyée en tête de colonne et constitue la phase liquide dans la partie supérieure

de colonne, et c’est le reflux.

Le reste est soutiré en tant que distillat (ou produit de tête). Ce distillat peut être

entièrement liquide ou partiellement si la colonne est équipée d’un condenseur partiel.

Si l’on doit distiller plusieurs mélanges comportant les mêmes constituants dans des

proportions différentes, on alimente la colonne à différents niveaux.

Dans une colonne comportant un seul point d’alimentation, on appelle tronçon de

concentration (ou de rectification) la partie de la colonne située

Au-dessus de l’alimentation ; et tronçon d’épuisement la partie de la colonne située au-

dessous.

La colonne reçoit généralement une dénomination particulière en fonction du type

d’opération qui y est réalisée.

Lors de calcul de rectification des mélanges complexes, on fixe habituellement la

concentration désirée d’un constituant dans le distillat et du deuxième constituant dans le

résidu (constituants clés).

Souvent les constituants clés, sont choisies : l’un des constituants les plus volatils dans le

résidu (constituant clé volatil) et l’un des constituants les moins volatils dans le distillat

(constituant clé lourd). Les constituants clés dans ce cas, sont déterminées comme les

constituants limites entre lesquels s’effectue une opération spécifiée


28

V.3. Classification des colonnes :

A. Colonne à plateau :

Sont des colonnes qui contient des plateaux à l’intérieur d’après lesquels on assure le contact

intime des phases vapeur et liquide .Ce contact est discontinu.

Ce type est utilisé pour l’obtention des grandes capacités de production et les plateaux à

cloches qui se rencontrent le plus souvent dans l’industrie et parmi les plateaux utilisés dans

l’industrie, on peut citer :

A. plateau à calottes.

B. plateau à jets directionnels (jet tray).

C. les plateaux à cloches.

D. les plateaux à grilles.

B. Colonne à garnissage :

Ils sont utilisés pour le même que les colonnes à plateaux mais contact continue, ce type

est surtout utilisée lors qu’on opère avec de faibles pertes de charge ou si le liquide à traiter

est corrosif, ces colonnes sont très répondues dans l’industrie chimique grâce à leur simplicité

de construction et un prix d’implantation bas mais ont une faible efficacité des colonnes à

grand diamètre et faible flexibilité.


29

Figure-4-colonne de distillation


30

D

Figure-5-Dessin schématique de la colonne à plateau avec

les notations

QC

L

n+1

_n

n-1 G0

g0

G

g

gn+1,t

gn T, Gn

Gn-1

R

QR

Zone de rectification

Zone d’alimentation

Zone d’épuisement


31

V .4. Bilan matière et thermique de la colonne :

1. La colonne entiere :

Bilan matière global :

L’ = D’ + R’ (1)

Bilan matière partiel :

L’ X’Li = D’ Y’D,i + R’ X’R,i (2)

Bilan thermique:

L’ hL + QR = D’ HD + R’ hR +QC (3)

L’ hL = (QC +HD/D’) + ( hR –QR/R’) (4)

L’ hL = D’ H’D + R’ h’R (5)

2. Zone de la rectification:

Bilan matière global :

G’n = g’n-1 + D’ (6)


G’n Y’n,i = g’n-1 X’n-1,i + D’ Y’D,i (7)

Le taux de reflux rf est défini comme étant la quantité de reflux Gx renvoyée à la colonne

sur la quantité de distillat D’ :

rf =g’x /D’ (8)

En admettant que les débits liquides et vapeurs sont constants le long de la colonne c- à -

d que :

g’n-1 = g’n = g’x =g’ Et G’n-1 = g’n = G’ = D’ + g’

(VII-8) => Y’n = (g’ /G’) X’n-1 + (d’ /D’ + g’) Y’D


32

=> Y’n = (rf /1+ rf ) X’n-1 + (1 /1+ rf ) Y’D (9)

Bilan thermique:

G’n Hn = g’n-1 hn-1 + D’H’D +QC (10)

G’n Hn = g’n-1 hn-1 + D’ [H’D + (QC/D’)]

G’n Hn = g’n-1 hn-1 + D’ H*D (11)

3. La zone d’epuisement:

Bilan matière globale :

G’n+1 = G’n + R’ (12)

Bilan matière partiel:

G’n+1 X’n+1,i = G’n Y’n,i + R’ X’R,i (13)

Bilan thermique:

g’n+1 hn+1 +QR = G’n Hn + R’ hR (14)

g’n+1 hn+1 +QR = G’n Hn + R’ [ hR – (QR /R’)] (15)

g’n+1 hn+1 +QR = G’n Hn + R’ H*R (16)

De l’équation on peut écrire :

G’n+1 X’n+1= (G’n /g’n+1 ) Y’n + (R’ /G’n+1)X’R

=> X’n+1 = (G’n /G’n+R’ )Y’n,i + (R’ /G’+R’)X’R,i (17)

Le taux de vaporisation r’b est définie comme étant le rapport de la quantité de vapeur

provenant du rebouilleur Gr sur la quantité de résidu :

r’b = G’R /R’ (18)


33

Si on considère que la quantité du liquide et de la vapeur est constante le long de la

colonne, c- à –d :

G’n=G’ g’n = g’ = G’ +R’

Alors : X’n+1 = (G’n /G’n+R’ )Y’R + (R’ /G’+R’)X’R

X’n+1 = (r’b / r’b +1)Y’n + (1/1+r’b)X’R, (19)

4. La zone de flash :

Bilan matière globale :

L’ = G’0 +g’0 (20)


L’ X’L,i = G’0 Y’0,i + g’0 X’0,i (21)

Bilan thermique:

L’ hL,= G’0 H0+ g’0 h0 (22)

Soit le taux de vaporisation de la charge :

é0 = G’0 /L’ (23)

De l’équation (VII-22) on peut déduire que :

hL,= (G’0 /L’) H0+ g’0 h0 (24)

= > hL,= é0 H0+ (1-é0 )h0 (25)

5. Le condenseur :

Bilan matière :

(D’ + g’x) = D’ + g’x (26)


34

Bilan thermique :

(D’ + g’x) HD = D’ hD + g’x hD +QC (27)

6. Le rebouilleur :

Dans le cas où la température du fond de la colonne est relativement élevée, l’apport de

chaleur s’effectue à l’aide d’un four tubulaire. Une partie du résidu est pompée à travers le

four ou elle reçoit la chaleur nécessaire et se vaporise partiellement. Ce mélange liquide-

vapeur est envoyé dans la colonne et se mélange avec le liquide g1. la quantité de chaleur

apportée au fond de la colonne est admise au-dessous du dernier plateau.

Bilan matière :

g’1 = G’R + R’ (28)

Bilan thermique :

g’1 h1 +QR= G’R hR+ R’ HR

(G’R +R’) h1 +QR= G’R hR+ R’ HR (29)

QR= G’R (HR-h1 ) + R’ (hR - h1) (30)

V.5. Calcul de la pression :

1. Au sommet de la colonne :

La pression au sommet de la colonne est calculée comme suit :

PS = Pb + ΔP1 (31)

PS : pression au sommet de la colonne.

Pb : pression dans le ballon de reflux.

ΔP1 : pertes de charges dues aux résistances des conduites et du condenseur.

ΔP1 = (0.2 – 0.4) atm

En se basant sur l’équation de l’isotherme de la phase liquide (29), la pression dans le

ballon de reflux est calculée par approximations successives d’après l’équation suivante :

∑Ki X’D,i =1 (31)


35

2. Au fond de la colonne :

La pression au fond de la colonne est calculée comme suit :

Pf = PS + ΔP2 (32)

Pf : la pression au fond de la colonne.

ΔP2 : pertes de charges dues aux résistances des plateaux dans la colonne.

ΔP2= (0.3 – 0.5) atm

3. Dans la zone d’alimentation :

La pression dans la zone d’alimentation est calculée comme suit :

PL= (PS + Pf ) /2 (33)

PL : pression de la zone d’alimentation.

V .6. Calcul de la température :

1. Au sommet de la colonne :

En se basant sur l’équation de l’isotherme de la phase vapeur (30), la température en

tête de colonne est calculée par approximations successives d’après l’équation suivante :

∑Y’D,i / Ki =1 (34)

2. Au fond de la colonne :

En se basant sur l’équation de l’isotherme de la phase liquide (29), la température au fond de la

colonne est calculée par approximations successives d’après l’équation suivante :

∑X’R,i Ki = 1 (35)

3. Température d’alimentation :

Dans notre cas la température de l’alimentation se fait par approximations successives

d’après l’équation suivante :

∑X’0,i = ∑(Y’0,i /Ki) =∑(X’L,i / [1 + é (Ki -1)]) (36)


36

o Si l’alimentation est purement gazeuse, on utilise l’équation de l’isotherme de la phase

vapeur.

o Si l’alimentation est purement liquide, on utilise l’équation de l’isotherme de la phase

liquide.

V .7. Calcul de la volatilite relative :

La volatilité relative αi est le rapport du coefficient d’équilibre de constituant « i » sur

celui de constituant de référence « r » (le moins volatil du mélange).

αi = Ki /Kr (37)

1. Dans la zone de rectification :

αi,m = 0.5 (αD,i + αL,i ) (38)

2. Dans la zone d’épuisement :

αi,m = 0.5 (αR,i + αL,i ) (39)

V .8. Calcul de taux de vaporisation de la charge:

Le taux de vaporisation molaire de la charge est calculé d’après l’équation (23).

o Le taux de condensation molaire de la charge est calculé d’après l’équation suivante :

r’0 = g’0 / L’ (40)

o Le taux de vaporisation est déterminé par approximations successives d’après l’équation

de TREGOUBOV :

∑X’0,i =∑(X’L,i / [1 + é (Ki -1)]) (41)

V .9. Calcul de reflux minimal:

Le reflux minimal est calculé d’après la formule d’UNDERWOOD :

(rf)min + 1 = ∑(αL,i Y’D,i) / (αL,i – Φ) (42)

(rf)min = ∑ Y’D,i / (αL,i – Φ) (43)

(rb)min + 1 = ∑(αL,i X’R,i) / (αL,i – Φ) (44)


37

Φ est calculé par approximations successives d’après l’équation suivante:

é 0 =∑(αL,i X’L,i) / (αL,i – Φ) (45)

αL < Φ < αV

V .10. Calcul de reflux optimal:

D’après la formule de GILLILAND on a le rapport :

[(rf)opt - (rf)opt ]/ [(rf)opt +1] = (0.1 – 0.3) (46)

Pour le rapport moyen de 0.23, on aura:

(rf)opt = 1.3 (rf)min + 0.3 (47)

V .11.calcul du nombre de plateaux par la methode de gilliland:

Gilliland propose une corrélation empirique unique, entre les taux de reflux et le nombre

d’étages théoriques pour les colonnes distillant des mélanges d’hydrocarbures légers. Si N min

est le nombre minimal d’étages théoriques à reflux total, (rf) min est le taux de reflux minimal,

le taux de reflux pour un nombre i infini d’étages.

N : un nombre d’étages finis associés à un taux de reflux fini.

F(N) = N - Nmin / N+1 et F(rf) = (rf –(rf)min)/ (rf +1)

Le nombre minimal de plateaux théoriques est déterminé comme suit :

o Dans la zone de rectification :

Nmin R = log [(Y’D,V X’L,L) / (Y’L,L X’R,V)] log αV,L (48)

o Dans la zone d’épuisement :

Nmin E = log [(X’L,V X’R,L) / (X’L,L X’R,V)] log αV,L (49)

Avec : αV,L = (α (V,L) Ts – α (V,L) Ta )1/2 (50)

Pour la colonne entière :

Nmin = NminE + Nmin

R

Chapitre V PARTIE SIMULATION

38

V-1-Généralité sur la SIMULEATION :

La SIMULATION peut être définie comme l’utilisation d’un modèle mathématique

pour générer une description du comportement d’un système physique (procédé).

L’avantage majeur de la SIMULATION est la fourniture d’un bon aperçu du

comportement du système réel .cet aperçu peut être difficile de l’avoir à travers l’expérience

et intuition seul, en particulier pour les systèmes complexes avec plusieurs variables

interactives.

Dés que le modèle mathématique répond aux ajustements de changement des paramètres

comme un procédé réel, la SIMULEATION peut être classée comme une méthode commode

qui ne coûte pas chère et sans danger pour la compréhension du comportement du procédé

réel et sans intervention sur le procédé en cours de fonctionnement.

Les logiciels de SIMULEATION sont de plus en plus nombreux, les plus connus dans

le domaine du génie chimique en générale et du raffinage en particulier sont : Aspen plus,

ChemCAD-III, DesignII, HYSIM, PRO-II, Hysys ……..etc. [8]

VI-2-Description du logiciel HYSYS :

Le logiciel HYSYS est un logiciel de SIMULEATION de procédés de génie chimique

développé par Hyprotech (canada) .Il permet le traitement des problèmes simples, tels que les

séparations et les problèmes plus complexes tel que la distillation atmosphérique du pétrole

brut et les transformations chimiques.

Les différentes tâches qu’un SIMULEATEUR de procédé devrait effectuer sont :

La résolution des bilans de matière et d’énergie.

L’optimisation du procédé.

Le dimensionnement des équipements

L’évaluation économique du procédé.

VI-3-Le choix du modèle thermodynamique:

Le logiciel offre une panoplie des modèles thermodynamiques pur le calcul des propriétés

thermodynamiques tels que les constantes d’équilibres liquide vapeur, les enthalpies et les

entropies ….etc. et les propriétés physico- chimiques tels que la masse volumique, la masse

moléculaire……etc.

Ces modèles utilisent des outils très divers tel que :

- Les équations d’états de Peng-Rebinson (PR), Choe-seader (CS), Soave-Ridlich-Kwong

(SRK).

- Les corrélations empiriques et semi empiriques de Choe-Seader (CS) et Braun-Grayon

(BG).

- Les lois des états correspondants.


39

VI-4-STRUCTURE GENERALE D’UN SIMULEATEUR DE PROCEDE:

Cet organigramme est représente un schéma général d'un simulateur.

Figure-7-Un organigramme général d'un simulateur de procédé.

Banque de

données de

propriétés

physiques

Modèles des

opérations

Méthodes

numériques

Données

Résultats

Interface

d’utilisation

Solution

Etude

économique

Optimisation

Modèles

Thermodyna-

miques


40

VI-5-LES EQUATIONS D’ETAT :

VI-5-1-L’équation d’état de van der Waals:

RT a

P= -------------- - ------- (1)

v – b v2

a = Ωa (R2 Tc2 / Pc)

b = Ωb (RTc/ Pc)

v- volume

Tc- température critique.

Pc- pression critique.

Les valeurs numériques des paramètres adimensionnels Ωa, Ωb étant :

Ωa=27/64 Ωb =1/8

Cette équation d’état n’est pas d’une précision satisfaisante : le calcul de volume

molaire en phase liquide conduit à des erreurs systématiques par excès inacceptable ; en outre,

si l’on calcule la tension de vapeur par cette équation d’état, les résultats sont éloignés des

valeurs expérimentales. Ces éléments expliquent pour une part la masse considérable des

travaux qui ont prolongé l’œuvre de van der Waals et ont conduit aux équations d’état qui

sont à l’heure actuelle, couramment utilisées.


41

VI-5-2-L’équation d’état de Soave –Redlich -Kwong :

Dans le but de mieux représenter les volumes molaires des fluides, Redlich et Kwong

(1949) ont proposé une modification empirique du terme d’attraction de van der Waals ; ils

ont également introduit une variation du paramètre a avec la température :

RT a (T)

P = -------------- - ------------ (2)

v – b v (v+b)

a (T) = Ωa (R2 Tc2 / Pc) α(Tr)

α (Tr)=1 / √Tr

Et comme pour l’équation de van der Waals :

b = Ωb (R Tc/ Pc)

Par application des contraintes critiques, on détermine les valeurs des paramètres Ωa, Ωb

on trouve :

Ωa≈ 0.42748 et Ωb ≈ 0.086640

Les résultants, en ce qui concerne le calcul des masses volumiques sont certainement

améliorés, en particulier en phase vapeur, mais restent médiocres pour les tensions de

vapeurs.

L’équation d’état de Redlich Kwong a cependant été l’une des plus utilisées.

VI-5-3-L’équation de Peng et Robinson :

L’équation de Peng Robinson diffère de l’équation de Soave par l’expression du terme

d’attraction. Elle a été introduite en vue d’améliorer les résultats obtenus par l’équation de

Soave, notamment en ce qui concerne le calcul des densités en phase liquide, sans modifier le

nombre de paramètres

RT a

P=---------- - ----------------

v-b v2 +2vb+b2


42

VI-6-PRESENTATION DE SUJET :

Depuis son départ 1992, l’unité de traitement de gaz de Guellala centre, a connu

plusieurs changements à différents niveaux.

VI-6- 1- Au niveau des objectifs :

Au départ l’unité de traitement de gaz a été conçue pour produire le gaz lift et en vue la

valeur des gaz GPL qui devient au fur et à mesure d’importance économique, une partie de

séparation de ces derniers a été ajoutée à l’unité.

VI-6- 2-Au niveau de la charge :

La composition de la charge avec le temps est devient plus légère par rapport au départ ;

ce qui a perturbé le fonctionnement de l’unité.

Les études doit être basé sur les nouveaux paramètres qui s’adaptent avec la nouvelle

charge.

Notre étude consiste à optimiser ces nouveaux paramètres afin d’améliorer le

fonctionnement de la colonne C-702 et avoir un meilleur rendement.


43

VI-7-1-Vérification du cas design dééthaniseur :

Tableur-1-Charge du dééthaniseur

Charge (15 ème étage)

Constituants % Molaire

H2O 00

N2 0.2017

CO2 0.2901

C1 13.9070

C2 24.9899

C3 34.6308

iC4 4.7344

nC4 14.5649

iC5 2.1510

nC5 3.1719

C6 1.1616

C7 0.1905

C8 0.0063

TOTAL 100

Pression P (bar) 26.39

Débit (k mol / h) 683.2617

Température T (°C) 23


44

Tableur-2-Comparaison entre cas design et cas Simulée dééthaniseur :

COLONNE

C701

TETE DEETHANISEUR FOND DEETHANISEUR

DESIGN SIMULEE ERREUR

% DESIGN SIMULE EREEUR

Température

(°C) -5.6797 -8.050 -0.3 89.6448 89.91 -0.29

Pression (bar)

24.90 24.90 0 25.2498 25.25 -.000072

Débit molaire

(K mol/h) 612.1398 620.70 -1.39 420.6536 420.6 0.012

H2O (%) 0 0 0 0 0 0

N2 (%) 0.2525 0.2515 0.51 0 0 0

CO2 (%) 0.5774 0.5769 0.08 0 0 0

C1 (%) 20.9408 20.9181 0.10 0 0 0

C2 (%) 75.0322 75.1473 - 0.15 2.1704 2.1693 0.05

C3 (%) 3.1876 3.1037 2.63 55.6279 55.6285 -0.001

IC4 (%) 0.0006 0.00015 0 7.6903 7.6903 0

NC4 (%) 0.0001 0.00009 0 23.6587 23.6589 0.0002

IC5 (%) 0

0 0 3.4940 3.3940 0

NC5(%) 0 0 0 5.1524 5.1524 0

NC6 (%) 0 0 0 1.8868 1.8869 0.0001

NC7(%) 0 0 0 0.3095 0.3094 0.0001

NC8 (%) 0 0 0 0.0102 0.0102 0


45

Interprétation des résultats :

D’après ce tableau, nous remarquons que les résultats du cas Simulée sont proches aux

résultats du cas design, donc on peut dire que le modèle utilisé par notre Simulateur nous

donne des résultats satisfaisants et peut être généralisé pour étudier le cas actuel

VI-8-1-Vérification du cas design débutaniseur :

Tableur-3-Les deux charges du débutaniseur

Constituants 1ere Charge (13 ème étage) 2eme Charge (22 ème étage)

% Molaire % Molaire

H2O 00 00

N2 00 00

CO2 00 0.0001

C1 00 0.0002

C2 2.1704 0.9986

C3 55.6279 23.0654

iC4 7.6903 5.9045

nC4 23.6587 23.7380

iC5 3.4940 7.5056

nC5 5.1524 14.0693

C6 1.8868 15.2704

C7 0.3095 8.3781

C8 0.0102 1.0698

TOTAL 100 100

Pression P (bar) 16.3498 16.3999

Débit (kmol / h) 420.6536 104.0306

Température T °C 69.9001

118.5713


46

Tableur-4-Comparaison entre cas design et cas simulée débutaniseur :

DEBUTANISEUR

C702

TETE DEBUTANISEUR

(GPL)

FOND DEBUTANISEUR

(CONDENSAT)

Design Simule Erreur Design Simule Erreur

Température (°C) 69.4189 68.68 1.06 161.2671 162.5 -0.76

Pression (bar) 15 15 0 15.35 15.35 0

Débit molaire

(K mol /h) 933.1414 933.2 -0.006 92 .9387 92.89 0.052

H2O (%) 0 0 0 0 0 0

N2 (%) 0 0 0 0 0 0

CO2 (%) 0 0 0 0 0 0

C1(%) 0 0 0 0 0 0

C2 (%) 2.3551 2.3539 0.05 0 0 0

C3(%) 59.7546 59.7501 0.0075 0.0002 0 0

IC4 (%) 8.9102 8.9144 -0.04 0.0225 0.00002 0.0228

NC4 (%) 28.5757 28.7646 -0.66 0.9005 0.000138 0.9

IC5 (%) 0.3001 0.1914 0.1087 22.842 23.3389 -2.17

NC5 (%) 0.1011 0.000225 0 38.5995 38.9710 -0.96

NC6 (%) 0.0001 0 0 25.6333 25.6470 -0.035

NC (7%) 0 0 0 10.7793 10.78 -0.006

NC8 (%) 0 0 0 1.2435 1.24 0.28


47


D’après ce tableau, nous remarquons que les résultats du cas simulé sont proches aux

résultats du cas design, donc on peut dire que le modèle utilisé par notre Simulateur nous

donne des résultats satisfaisants et peut être généralisé pour étudier le cas actuel.

VI-9-1-Vérification du cas actuel dééthaniseur :

Tableur-5-Charge actuel de dééthaniseur

Constituants Charge (15 ème étage)

% Molaire

H2O 00

N2 0.1864

CO2 0.3036

C1 14.8853

C2 26.2919

C3 30.1668

iC4 5.2219

nC4 16.5491

iC5 1.4770

nC5 2.4894

C6 1.6532

C7 0.6952

C8 0.0802

TOTAL 100

Pression P (bar) 24.15

Débit (k mol / h) 251.4

Température T (°C) 23


48

Tableur-6-Comparaison entre cas actuel et cas Simulée dééthaniseur :

COLONNE C701

TETE DEETHANISEUR FOND DEETHANISEUR

Actuel Simule Erreur Actuel Simule Erreur

Température (°C) -7 -7.6 8.57 60 63.14 -5.23

Pression (bar) 24.90 24.90 0 25.25 25.25 0

Débit molaire

(k mol/h) 104.741 104.70 0.039 146.7 146.7 0

H2O (%) 0 0 0 0 0 0

N2 (%) 0.4475 0.4475 0 0 0 0

CO2 (%) 0.7273 0.7288 -0.20 0 0 0

C1 (%) 35.7273 35.72 1 0 0 0

C2(%) 62.0964 62.09 0.01 0.7205 0.7205 0

C3(%) 1 1 0 50.9976 50.9977 0.0001

IC4 (%) 0.0001 0 0 8.9513 8.9512 0.0001

NC4 (%) 0 0 0 28.3684 28.3684 0

IC5 (%) 0

0 0 2.5319 2.5319 0

NC5 (%) 0 0 0 4.2673 4.2673 0

NC6 (%) 0

0 0 2.8338 2.8339 0.0001

NC7 (%) 0

0 0 1.1917 1.1917 0

NC8 (%) 0 0 0 0.1375 0.1375 0


49


D’après ce tableau, nous remarquons que les résultats du cas Simulée sont proches aux

résultats du cas actuel, donc on peut dire que le modèle utilisé par notre Simulateur nous

donne des résultats satisfaisants et peut être généralisé pour étudier le cas optimisé.

VI-9-2- Vérification du cas actuel débutaniseur :

Tableur-7-Charge actuel de débutaniseur

Constituants 1ere Charge (13 eme étage) 2eme Charge (22 ème étage)

% Molaire % Molaire

H2O 00 00

N2 00 00

CO2 00 0.0001

C1 00 0.0002

C2 0.7205 0.9986

C3 50.9976 23.0654

iC4 8.9513 5.9045

nC4 28.3684 23.7380

iC5 2.5319 7.5056

nC5 4.2673 14.0693

C6 2.8338 15.2704

C7 1.1917 8.3781

C8 0.1375 1.0698

TOTAL 100 100

Pression P (bar) 13.65 16.3999

Débit (k mol / h ) 146.7 104.0306

Température T (°C) 69.70

118.5713


50

Tableur-8-Comparaison entre cas actuel et cas Simulée débuthaniseur :

rf=0.62 T fond=149°C

COLONNE

C702

TETE DEBUTANISEUR (GPL) FOND DEBUTANISEUR

(condensat)

Actuel Simule Erreur % Actuel Simule Erreur %

Température 60 64 -6.66 150 149 -

Pression 13.35 13.35 0 13.65 13.65 0

Débit

molaire 130.4 130 .9 -0.38 16.21 15.78 2.65

H2O (%) 0 0 0 0 0 0

N2(%) 0 0 0 0 0 0

CO2 (%) 0 0 0 0 0 0

C1 (%) 0 0 0 0 0 0

C2 (%) 0.81 0.8074 0.32 0 0 0

C3 (%) 57.33 57.1446 0.32 0.0002 0 _

IC4 (%) 10.06 10.0301 0.29 0.0225 0.004 _

NC4 (%) 31.779 31.7815 -0.007 0.9005 0.0513 _

IC5(%) 0.01 0.1950 _ 22.8212 21.92 3.94

NC5(%) 0 0.0413 _ 38.5995 39.3281 -1.88

NC6 (%) 0 0.0002 _ 25.6333 26.3436 -2.77

NC7 (%) 0 0 0 10.7793 11.0785 -2.77

NC8 (%) 0 0 0 1.2435 1.278 -2.77


51


D’après les deux tableaux, nous remarquons que les résultats du cas simulé sont proches aux

résultats du cas actuel, donc on peut dire que le modèle utilisé par notre simulateur nous

donne des résultats satisfaisants et peut être généralisé pour étudier le cas optimisé.

VI-10-Optimisation des paramètres de marche :

VI-10-1-Influence de la température de fond du dééthaniseur :

Température de fond débutaniseur : 149 °C

Taux de reflux du débutaniseur : 0.62

Nous avons procédé à varier la température du fond du dééthaniseur entre 80°C et 87 °C,

la variation de cette dernière dépend du débit de fuel gaz dans le four.

Les résultats de la variation de la température de fond du dééthaniseur C701 et son effet

sur la teneur en C3 dans le produit de tête et dans le GPL sont regroupés dans le tableau

suivant :

Tableur-9-Influence de la température de fond du dééthaniseur

TEMPRATURE DE

FOND C701

%C3 DANS LES

PRODUIT DU TETE

DEETHANISEUR

%C3 DANS LE GPL

80 3.2169 55.8365

81 3.2079 56.0949

82 3.2027 56.3647

83 3.1999 56.6284

84 3.2006 56.8661

85 3.2051 57.1488

86 3.2257 57.3977

87 3.3454 57.6680


52


La température entre 80 à 84 °C : la fraction de propane dans les produits de tête

diminue avec l’augmentation de la température de fond du dééthaniseur (entraînement de

C1 et C2 dans les gaz de tête de la colonne C701)

La température entre 84 à 87°C : la fraction de propane dans les produits de tête

augment avec l’augmentation de la température dééthaniseur (entraînement de C3 dans les

gaz de tête de la colonne C701)

La température minimale à atteindre au fond du dééthaniseur est de 81 °C pour ne

dépasse pas la norme exigée de la teneur des légers dans le GPL (C2- 3% max dans le GPL)

La température maximal à atteindre au fond du dééthaniseur est de 87 °C pour ne

dépasse pas la norme exigée de la teneur des C3 dans le sortie gaz du ballonV701 (1% C3

max)


53


L’augmentation de la température de fond du dééthaniseur provoque l’augmentation

de la teneur de C3 dans le GPL (Fraction C2- diminue et C3 augment dans le fond

dééthaniseur et donc C3 augment dans le GPL)

VI-10-2-Influence de la température de fond du débutaniseur :

Le taux de reflux : 0.62

Nous avons varié la température du fond du débutaniseur entre 140 et 151°C

Cette dernière dépend du débit du fuel gaz régler.

Les résultats de la variation de la température de fond du débutaniseur et son effet sur la

teneur de propane dans GPL et la température de tête du débutaniseur sont regroupés dans le

tableau suivant :

Tableur-10-Influence de la température de fond du débuthaniseur

TEMPRATURE

DE FOND C702

TEMPERATURE

DU TETE C702 %C3 DANS LE GPL

140 °C 61.26 56.6479

142°C 61.35 56.5115

144°C 61.43 56.3872

146°C 61.50 56.2728

148°C 61.57 56.1610

150°C 61.81 55.9716

151°C 62.30 55.6932


54


La température de la tête de la colonne C702 augment avec l’augmentation de la

température du fond (Il ya une proportionnalité entre les deux températures et

donc la température de la tête dépend directement de la température du fond)


55


La fraction de propane diminue avec L’augmentation de la température de fond du

débutaniseur.

(La température augmente ce qui favorise l’entraînement C4+ dans le GPL et donc % C3

diminue)

La température maximal est 150°C pour ne dépasse pas la norme exigée de la teneur des

lourds dans le GPL (0.5 % C5+ max dans le GPL)

VI-10-3-Influence du taux de reflux :

Température du fond C702 : 150°C

Nous avons procédé à varier le taux de reflux entre 0.5 et 5

Les résultats de la variation du taux de reflux et leur effet sur la teneur du C3 dans le GPL et

la température de tête du débutaniseur sont regroupés dans le tableau suivant :

Tableur-11- Influence du taux de reflux

Taux de reflux Température de tête

C702 (°C) %C3 dans le GPL

0.5 64.44 55.5591

1 62.83 55.9242

1.5 62.31 55.9695

2 62.03 55.9749

2.5 61.87 55.9678

3 61.73 55.9656

3.5 61.63 55.9628

4 61.55 55.9603

4.5 61.49 55.9580

5 61.43 55.9559


56


L’augmentation du taux de reflux provoque la de la température de tête du débutaniseur.

Le taux de reflux minimal choisit est 0.73 pour assurer une température de tête du

débutaniseur permettre la condensation des vapeurs de tête et évité l’entraînement des lourdes

dans le GPL (0.5 % C5+ MAX).


57


Taux de reflux 0.5 à 2 : l’augmentation du taux de reflux provoque l’augmentation de la

teneur du C3 dans le GPL (condensation du C4+)

Taux de reflux 2 à 5 : l’augmentation du taux de reflux provoque la diminution progressive

de la teneur du C3 dans le GPL (condensation C3)

Comparaison entre le cas optimisé et cas actuel :

Tableur-12-dééthaniseur

Paramètres Cas actuel Cas optimisé

Température de tête (°C) -8.53 -9.56

Température de fond (°C) 87 81

Pression de tête (bar) 23.8 23.8

Pression de fond (bar) 24 ,15 24.15

Débit du gaz de sortie ballon V701

(Kg/h) 2649 2565

Débit de C3+ du fond de la colonne

C701 (Kg/h) 7787 7871

Q refroidissement (Kcal /h) 448300 347300

Q rebouilleur (Kcal/h) 773200 649600


D’après ce tableau nous remarquons que :

Le débit de gaz de tête de ballon V701 du cas optimisé est inférieur au cas actuel ,et que

le débit de produit de fond de la colonne C701 cas optimisé est supérieur au cas actuel due a

la diminution des pertes en propane et les plus lourds dans le gaz de tête qui diminue par la

diminution de température de fond.

La quantité de chaleur à extraire par le l’échangeur E703 est réduite par rapport au cas

actuel due a la diminution du gardian de la température.

la quantité de chaleur fournée par le four est réduite due a la diminution de la température

de fond donc un gain en en fuel gaz.


58

Tableur-13-Débutaniseur :

Paramètres Cas actuel Cas optimisé

Température de tête (°C) 61.61 61.81

Température de fond (°C) 149 150

Pression de tête (bar) 13.30 13.30

Pression de fond (bar) 13.35 13.35

Débit de GPL (Kg/h) 6503 6617

Débit de condensât (Kg/h) 1284 1253

Taux de reflux 0.62 0.62

Q condenseur (Kcal /h) 1826000 1833000

Q rebouilleur (Kcal/h) 1694000 1701000


D’après ce tableau nous remarquons que :

Le débit de GPL dans le cas optimisé est supérieur au cas actuel dû à la diminution

des pertes en propane et le butane dans le gaz de tête du ballon V701 et dans le

condensât.

Le débit de condensât dans le cas optimisé est inférieur au cas actuel dû à la

diminution des pertes en C3 et C4 dans le condensât.

La quantité de chaleur à extraire par l’aéro E 703 du cas optimisé est supérieur

l’égerment par rapport au cas actuel due à la diminution de la température de la tête.

La quantité de chaleur fournée par le four dans le cas optimisé est supérieure par

rapport au cas actuel due à l’augmentation de la température du fond.

IV-10-4-Détermination du gain de fuel gaz :

Débit de fuel gaz total consommé dans le cas actuel dans le four H850 est égale 30360

sm3/j destiné pour le chauffage du fond de la colonne C701 et de la colonne C701.

La quantité de chaleur fourni par le four H 850 est égal la somme de quantité de

chaleur consommée dans le rebouilleur E702 et E704.


59

Quantité de chaleur actuelle consommée dans le rebouilleur E702 égal 773200 Kcal /h.

Quantité de chaleur actuelle consommée dans le rebouilleur E704 égal 169400 Kcal /h.

Donc :

La quantité de chaleur fourni par le four H 850 est égal 2467200 Kcal /h % de chaleur

fourni par le four H 850 est : 31.33 % pour le rebouilleur E702.

Donc : le débit fuel gaz consommé destiné au E702 égal 9514 sm3/j

D f g = D f act – D f opt

Avec:

D f g : débit de fuel gaz gagné (Nm³/h).

D f act : débit de fuel gaz consommé dans le cas actuel (Nm³/h) destinée

Pour E 702 (égal 9514 N M3/J)

D f opt : débit de fuel gaz consommé dans le cas optimisé = 7993 N M3/J

D f g = D f act – D f opt = 9514-7993 = 1521 N M3/J

D fg =63.375 Nm³/h

Donc un gain de fuel gaz = (1521/9514) 100 = 15.98 %

Gain de fuel gaz =15.98%


60

CONCLUSION

L’optimisation des paramètres opératoires des colonnes C701 et C702 nous a

permis de :

Réduction des pertes en propane et les plus lourds (C3+) dans la sortie gaz du

ballon V701.

Augmentation de la récupération du GPL de 6503 kg /h à 6617kg /h

Réduction la consommation de fuel gaz dans le four :

Un gain de 1521 N M3/J

Obtention de GPL et condensât conformes aux spécifications requises.


61

RECOMMANDATIONS

La température minimale atteindre au fond du dééthaniseur est de 82 °C

pour ne dépasse pas la norme exigée de la teneur des légers dans le GPL

(C2- 3% max dans le GPL).

La température maximal à atteindre au fond du dééthaniseur est de 85 °C

pour ne dépasse pas la norme exigée de la teneur des C3 dans le sortie gaz du

ballonV701 (1% C3 max).

La température maximal du fond de la colonne C702 est 149°C pour ne

dépasse pas la norme exigée de la teneur des lourds dans le GPL (0.5 % C5+

max dans le GPL).

On recommande un appareil chromatographie en phase liquide pour

Faire les analyses des liquides.

62

CONCLUSION GÉNÉRALE

Nous avons à travers ce mémoire essayé d’optimiser les paramètres opératoires de la section de

stabilisation de condensât au niveau de module de traitement du gaz MPPO de Guellala dans le

but d’améliorer la récupération du GPL et condensât, et réduire la consommation d’énergie. Pour

cela, on a essayé de bien maîtriser le procédé et de connaître les différents équipements de cette

section.

La simulation de cette section par le simulateur Hysys avec les données du cas design, les plus

proche du cas de marche actuel nous a permis d’établir un modèle représentant cette section et

qui servira pour étudier d’autres cas de marche actuel.

L’étude de la variation des paramètres opératoires du dééthaniseur nous a permis de trouver les

paramètres opératoires optimaux qui permettent d’améliorer la récupération du propane et les

plus lourds (C3+) perdu dans le gaz de tête et réduire la consommation d’énergie.

L’étude de la variation des paramètres opératoires du déébutaniseur nous a permis de cerner les

valeurs optimales pour obtenir des produits conformes aux spécifications commerciales et réduire

la consommation d’énergie.

Cette étude nous a permis d’approfondir nos connaissances théoriques et de maîtriser le

fonctionnement de cette section.

63

NOMONCLATURE

UTG : usine de traitement de gaz.

HBK: Haoud Berkaoui.

BKA:Benkahla.

GLA: Guellala.

X’A : Concentration Molaire Du Constituant « A » En Phase Liquide.

X’B : Concentration Molaire Du Constituant « B » En Phase Liquide.

Y’i : Concentration Molaire Du Constituant « I » En Phase Vapeur.

Y’A : Concentration Molaire Du Constituant « A » En Phase Vapeur.

Y’B : Concentration Molaire Du Constituant « B » En Phase Vapeur.

PiL : La Pression Partielle De Constituant « I » En Phase Liquide (mmHg).

PiV : La Pression Partielle De Constituant « I » En Phase Vapeur (mmHg).

Pi : La Pression De Vapeur Du Constituant « I » (mmHg).

P : La Pression Totale Du Système (mmHg).

Ki : Facteurs D’équilibre Des Phases Du Constituant « I ».

Φ : flux de chaleur (W).

T : Température (°C).

F : surface d’échange (m2).

X : Coordonnée Du Point De Considéré (m).

λ : Conductivité Thermique.

ρ : Masse Volumique De Fluide.

U : vitesse moyenne de fluide (m/s).

64

G : débit spécifique du fluide (Kg/Sm2).

D : dimension caractéristique de la conduite.

μ : la viscosité dynamique du fluide (Cp).

Cp : capacité thermique massique du fluide (Kj/Kg°C).

L’ : débit molaire de la charge (Kmole/h).

D’ : débit molaire du distillat (Kmole/h).

R’ : débit molaire du résidu (Kmole/h).

QR : charge thermique du four (kcal/h).

QC : charge thermique de condenseur (kcal/h).

hL : enthalpie de la charge biphasique de l’alimentation (kcal/Kmole).

é0 : taux de vaporisation molaire de la charge.

H0 : enthalpie de phase vapeur (kcal/Kmole).

h0 : enthalpie de la phase liquide de la charge (kcal/Kmole).

HD : enthalpie de la phase vapeur de distillat à l’état vapeur (kcal/Kmole).

HR : enthalpie de la phase vapeur provenant du four (kcal/Kmole).

hD : enthalpie de la phase liquide du distillat.

hR : enthalpie du résidu (kcal/ Kmole).

hl : enthalpie de la phase liquide alimentant le rebouilleur (kcal/Kmole).

g’x : débit de reflux froid (Kmole/h).

G’R : débit de reflux chaud (Kmole/h).

Y’R,i : concentration molaire du constituant « i » dans la vapeur sortant du four.

X’R,i : concentration molaire du constituant « i » dans le résidu.

65

Ki : constante d’équilibre du constituant « i » dans les conditions de service (température et

pression).

KB : constante d’équilibre du constituant clé lourd.

Y’D,V : concentration molaire du constituant léger du distillat.

Y’D,L : concentration molaire du constituant lourd du distillat.

X’L,V :concentration molaire du constituant léger l’alimentation.

X’L,L :concentration molaire du constituant lourd dans l’alimentation.

αV,L :volatilité relative du constituant léger dans l’alimentation.

α(V,L)Ts :volatilité du constituant léger à la température du sommet.

α(V,L)Ts :volatilité du constituant léger à la température de l’alimentation.

V-401 Ballon Pour Eliminer L’eau Et Récupérer Le Maximum De Condensât

V-402 Ballon Pour Eliminer L’eau Et Récupérer Le Maximum De Condensât

BP Bass Pression

MP Moyen Pression

HP Haute Pression

V-300 Ballon D’aspiration



V-303 Ballon De Rétention D’eau

V-304Ballon De Rétention D’eau

K-300 Soufflante

K-301 Compresseur

E-301 L’aéro Réfrigérant

P-401A/B Les Pompes

C-401 Stabilisation

E-402 Rebouilleur

C-701 dééthaniseur

C-702 débutaniseur

V-403A/B/C sécheurs de gaz

E-601 réfrigération

H-401 le réchauffeur

V-404 régénération

K-401A/B compresseur

E-401refroidisseur de gaz

P-701 A/B la pompe

V-701 ballon de reflux

K-603 A/B compresseur

T-701A/B les sphères

66

BIBLEOGRAPHIE

[1]ROJEY.A, DURAND.B, JAFFRET. C, JULLIAN.S, VALAIS.M(1994) ; «Le gaz naturel :

production, traitement, transport»; Éditions Technip-Paris.

[2] Key world energy statistics (2006) (AIE).

[3] [4]Boukheloua.L et LATATFA.B (2004); « Rapport de stage de centre de formation » ;

HoudBerkaoui.

[5]HANICHI.Z(2005); «Optimisation des paramètres de fonctionnement d’une débutaniseure» ;

Mémoire de fin d’étude université de BOUMERDES.

[6] Conférence sur Le GPL (1997). Hassi Messaoud. Janvier2000 «Séminaire sur le

développement et la production du GPL ».

[7] Pierre Wuithier : raffinage et pétrochimie « édition tech 1972, Paris »

[8] Manuel du Hysys .Hyprotech.3.2.

Documents

MEMOIRE '(),1'¶(78'(6 · 2016-12-14 · MEMOIRE '(),1'¶(78'(6 Pour l[obtention du dipl ô me de MASTER OPTION : Ingénierie du gaz naturel Présenté par : MEDJOUDJ Ahmed Belkacem