POLYCOPIÉ DE POLYCOPIÉ DE COURSCOURSCOURS ... · et les caractéristiques des pétroles, l’exploration pétrolière, les techniques d’exploitation (Le forage)...etc. Le second

Introduction au Raffinage et à la Pétrochimie 2ème Année Licence Génie des Procédés

Enseignant : Dr. Nadjib CHAFAI 2019/2020

Page 1 sur 49

UNIVERSITÉ FERHAT ABBAS SÉTIF 1

FACULTÉ DE TECHNOLOGIE

DÉPARTEMENT DE GÉNIE DES PROCÉDÉS

POLYCOPIÉ DE POLYCOPIÉ DE POLYCOPIÉ DE POLYCOPIÉ DE COURSCOURSCOURSCOURS ::::

INTRODUCTION AU RAFFINAGE ET À LA

PÉTROCHIMIE.

2ÈME ANNÉE LICENCE GÉNIE DES PROCÉDÉS

ENSEIGNANTENSEIGNANTENSEIGNANTENSEIGNANT : Dr. NADJIB CHAFAI

2019/2020



Page 2 sur 49

AVANTAVANTAVANTAVANT----PROPOSPROPOSPROPOSPROPOS

Ce polycopié de cours intitulé : « Introduction au Raffinage et à la Pétrochimie », est adressé

aux étudiants de deuxième année préparant leur licence de l’enseignement supérieur en Génie des

Procédés. Il est rédigé en respectant leur caractère pédagogique. En outre, toutes les informations

présentées dans ce polycopié sont strictement conformes au programme officiel défini par arrêté

ministériel du ministère de l’enseignement supérieur et de la recherche scientifique.

L’objectif attendu de ce polycopié est de fournir aux étudiants de génie des procédés certains

concepts de base sur l’origine du pétrole, son extraction, l’industrie de raffinage du pétrole et de la

pétrochimie afin de comprendre et de bien métriser les différents procédés utilisés dans ce type

d’industrie. Dans ce contexte, ce polycopié est subdivisé en trois chapitres :

Dans le premier chapitre nous avons présenté des notions fondamentales sur l’origine du

pétrole et du gaz naturel, leur composition, les propriétés et la classification des bruts, les gisements

et les caractéristiques des pétroles, l’exploration pétrolière, les techniques d’exploitation (Le

forage)...etc.

Le second chapitre présente une description des principaux schémas des procédés de

raffinage du pétrole dès l’étape de la réception du pétrole brut, tout en présentant les contraintes

environnementales et évolution du raffinage.

Dans le troisième chapitre on a exposé et expliqué quelques schémas et procédés de

fabrication pétrochimiques.

Enfin, je tiens à remercier les lecteurs qui ont bien voulu juger le polycopié et m’aider à

l’améliorer et souhaite que ce manuscrit puisse fournir aux étudiants de génie des procédés les

informations indispensables pour bien comprendre le secteur de l’industrie du pétrole et du gaz

naturel.

En effet, il est possible que cette première version comporte certaines imperfections et

fautes, je serais reconnaissant à tous ceux qui me ferait part de leurs remarques et suggestions.

L’L’L’L’auteur

DDDDr.... NADJIB CHAFAI NADJIB CHAFAI NADJIB CHAFAI NADJIB CHAFAI



Page 3 sur 49

SOMMAIRE :

CHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE I : : : : Formation et Exploitation du Pétrole et Gaz naturel………………...04

CHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE IIIII :::: Schémas de raffinage du pétrole……………………………………26

CHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE IIIIIIIII :::: Schémas de fabrication pétrochimiques……………………………41

RÉFÉRENCESRÉFÉRENCESRÉFÉRENCESRÉFÉRENCES……………………………………………………………………….49



Page 4 sur 49

CHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE I : : : :

FORMATION ET EXPLOITATION DU PÉTROLE ET

GAZ NATUREL.



Page 5 sur 49

I.1. Définition et origine du pétrole

I.1.1. Définition

Le mot « Pétrole » est issu des deux mots latins «Petra » et « oléum » qui signifié « huile

de pierre ». C’est une huile naturelle inflammable d’une couleur varie de la couleur jaune à la

couleur noire, et largement employée comme source d’énergie (combustible fossile). Il est issu d’un

mélange variable d’hydrocarbures relié à d’autres atomes, notamment de soufre, d’azote et

d’oxygène. Certains de ses composants peuvent être gazeux, liquides et parfois solides selon la

température et la pression. Cela explique la consistance variable du pétrole, plus ou moins

visqueuse ou liquide. Généralement, le pétrole est trouvé dans les couches sédimentaires de la terre

où il occupe les vides de roches poreuses appelés « roches réservoirs ». Aujourd’hui, Il existe

divers types de pétrole brut, plus de « 400 type de brut dans le monde ».

I.1.1. Origine du pétrole

Le pétrole est formé au sein des bassins sédimentaires par transformation des matières

organiques animales ou végétales. Notamment, il provient de la décomposition d’organismes

marins (principalement de plancton) accumulés dans des bassins sédimentaires, au fond des océans,

des lacs et des deltas.

D'un point de vu chronologique, la transformation de la matière organique en pétrole

s’échelonne sur des dizaines de millions d’années (environ 20 à 350 millions d’années), en passant

par une substance intermédiaire appelée « kérogène » (Figure I.1). Le pétrole produit peut ensuite

se trouver piégé dans des formations géologiques particulières, appelées « roches-réservoirs »

constituant les gisements pétrolifères « conventionnels » exploités de nos jours.

Généralement, les étapes qui résument l'origine de la formation du pétrole sont récapitulées

comme suite:

I.1.1.1. L’accumulation de matière organique dans les sédiments

La matière organique est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.).

Composée pour l'essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que l’on

appelle « la biomasse ». Cette biomasse est généralement détruite par des bactéries mais une faible

partie (moins de 1 %) se dépose au fond de milieux aquatiques.



Page 6 sur 49

Dans cet environnement pauvre en oxygène, la matière organique est en partie préservée.

Elle se mélange ensuite à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins), créant ainsi

des boues de sédimentation. Celles-ci s’accumulent par couches successives sur des dizaines voire

des centaines de mètres.

I.1.1.2. La formation du kérogène

Au début de la sédimentation jusqu’à une profondeur d’environ 1 000 mètres sous le

plancher océanique, la matière organique contenue dans les boues de sédimentation subit une

transformation sous l’action de bactéries anaérobies (vivant en milieu privé d’oxygène). Elles en

extraient l’oxygène et l’azote, aboutissant à la formation de kérogène. Il s’agit d’un composé solide

disséminé sous la forme de filets au sein des sédiments, contenant surtout du carbone et de

l’hydrogène.

I.1.1.3. La maturation du kérogène en pétrole

Par leurs propres masses et à la suite de leur couverture par de nouveaux dépôts, les couches

sédimentaires s’enfoncent naturellement dans la croûte terrestre. Au cours de ce phénomène et au-

delà de 1 000 mètres de profondeur sous le plancher océanique, les résidus minéraux des boues de

sédimentation se solidifient en une roche relativement imperméable. Appelée « roche-mère », cette

formation piège le kérogène.

La roche-mère subit également un enfouissement. Le kérogène est donc soumis à des

pressions et des températures géothermiques de plus en plus élevées, augmentant d’environ 3°C

tous les 100 mètres. À une température supérieure à 60°C, ce qui correspond à un enfouissement

d'environ 1 500 à 2 000 mètres, le kérogène subit un craquage thermique, appelé également «

pyrolyse ». Cette transformation chimique élimine l’azote et l’oxygène résiduels pour laisser de

l’eau, du CO2 et des hydrocarbures, molécules exclusivement composées de carbone et

d’hydrogène. Le mélange d’hydrocarbures liquides est appelé pétrole brut.

Des hydrocarbures sous forme gazeuse (méthane) sont également générés lors de la

transformation du kérogène. La proportion de gaz au sein de la roche-mère s’avère d’autant plus

élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes :

� Entre 60° et 120°C (entre 2 000 à 3 000 mètres de profondeur), le kérogène produit

principalement du pétrole et une faible quantité de gaz ;



Page 7 sur 49

� à partir de 120°C (soit 3 000 mètres), la production de pétrole à partir du kérogène devient

insignifiante. Les hydrocarbures liquides présents dans la roche-mère sont à leur tour

transformés en molécules de gaz sous l’effet de la température et de la pression ;

� au-delà de 150°C (soit un enfouissement supérieur à 4 000 mètres), il ne se forme plus que

du gaz.

Figure I.1 : Les étapes de formation du pétrole et du gaz.

I.2. Composition du pétrole brut

I.2.1. Les hydrocarbures

Le pétrole brut est formé essentiellement d’hydrocarbures (combinaison exclusive de

carbone et d’hydrogène », où le carbone présente 83 à 87% en volume et l’hydrogène 10 à 14 %.

Les hydrocarbures contenus dans le pétrole sont regroupées en trois familles :

� Les paraffines (Alcanes) ;

� Les naphtènes (Cyclo-alcanes) ;

� Les aromatiques.

a. Les paraffines : (Alcanes) CnH2n+2

Ce sont des hydrocarbures saturés ayant la formule CnH2n+2 avec n le nombre d’atomes de

carbone dans la chaine d’hydrocarbures

Nomenclature des alcanes : terminaison en …….ane

C1 : CH4 Methane

C2 : C2H6 Ethane

C3 : C3H8 Propane



Page 8 sur 49

C4 : C4H10 Butane

C5 : C5H12 Pentane

C6 : C6H14 Hexane

C7 : C7H16 Heptane

C8 : C8H18 Octane

C9 : C9H20 Nonane

C10 : C10H22 Decane

C11 : C11H24 undecane

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

C12 : C12H26 dodecane

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

C13 : C13H28 Tridecane

C14 : C14H30 Tetradecane

C15 : C15H32 Hexadecane

………………………..

C20 : C20H42 Cosane

C21 : C21H44 Henicosane

C22 : C22H46 Docosane

…………………………..

C30 : C30H62 Triacontane

C40 : C40H82 Tetracontane

C50 :C50H102 Pentacontane

On distingue deux types de paraffines, les alcanes (normale) et les alcanes (isomère)

• Les paraffines normales : la chaine des carbones est une chaine droite unique.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

le Decane

• Les iso-paraffines :

La chaine des carbones est une chaine ramifiée ou branchée (ce sont des isomères des

paraffines normaux, on les différenciés par l’utilisation du préfixe iso).



Page 9 sur 49

- Le premier dans la série des iso-paraffines est l’iso-butane :

- Pour la nomenclature on considère la chaine droite la plus longue et on repère les positions

des chaines ramifiées en numérotant les carbones de la chaine principale de gauche à droite.

Exemple : La figure ci-dessous présente deux isomères de l’isooctane (08 carbones) qui compte en

total 18 isomères.

b. Les naphtènes : (Cycloalcanes) CnH2n

Ce sont des hydrocarbures cycliques saturés, leurs appellations est celles des paraffines

précédée du préfixe cyclo, on trouve ainsi :

On trouve aussi des naphtènes formés par la juxtaposition de deux cycles (ou plus) de six

atomes de carbone :

12

3

4

5

6

7

8

2,2,3 trimethylpentane

1

2

3

4

5

67

82,2,4 trimethylpentane

cyclopentanecyclopropane cyclobutane

cycloheptane cyclohexane cyclooctane

methylcyclohexane

decalinedecahydronaphthalene

tetradecahydroanthracene



Page 10 sur 49

c. Les Aromatiques : (Benzènes) CnH2n-6

Ce sont des structures insaturées cycliques avec trois doubles liaisons dans chaque cycle.

NB : Les hydrocarbures insaturés (double liaison & triple liaison), ne sont pas présents dans le

pétrole brut.

I.2.2. Les composés soufrés (0.05% à 6% en masse)

Les composés soufrés sont présents dans le pétrole brut sous forme de composés organiques

soufrés, le sulfure d’hydrogène H2S est le seul composé non organique présent dans le brut. La

présence des composés soufrés dans le brut est nuisible à cause de leurs caractères corrosifs.

Les composés organiques soufrés sont généralement classés en deux groupes les composés

acides et les composés non acides.

- Les composés acides R-SH : sont les thiols (mercaptans) :

Les thiols sont des composés corrosifs de forte odeur.

- Les composés non acides : Ce sont les thiophènes, les sulfides et les disulfides.

Les composés non acides sont non corrosifs et peu odorants.



Page 11 sur 49

I.2.3. Les autres composés

a. Les composés oxygénés : 0.05 à 1.5% en masse.

b. Les composés azotés : 0.1 à 2% en masse.

c. Les métaux : 0.005 à 0.015 % en masse (dont 75% du Nickel et de Vanadium), on peut

aussi trouver le Sodium, Calcium, Magnesium, Aluminium, et le fer.

I.3. Propriétés du pétrole brut

I.3.1. La masse volumique, la densité et le degré API

La masse volumique ρ d’une substance (Density en anglais) est le rapport de la masse sur le

volume de la substance à une température déterminé.

La densité d (specific gravity en anglais) et le rapport de la masse volumique ρbrut de la

substance sur la masse volumique d’un fluide de référence (l’eau pour les liquides et les solides)

ρref dans des conditions déterminés de T et de P.

d1515 = ρbrut(15°C) / ρeau (15°C)

d415 = ρbrut(15°C) / ρeau (4°C)

Le degré API (du nom de "American Petroleum Institute") est un autre moyen pour exprimer

la densité d’un brut. Plus le pétrole est lourd son degré API est faible.

°API=(141.5/d)-131.5

Avec d la densité du pétrole brut par rapport à l’eau mesuré à 15,5°C.

I.3.2. Teneur en sel (salt content)

La teneur en sel est exprimée en milligrammes de chlorure de sodium NaCl par litre de

pétrole brut ou en (pounds/baril) de brut, cette teneur représente la quantité de sel dissoute dans

l’eau présente dans le brut. Une teneur élevée de sel dans le brut provoque de graves problèmes de

corrosion. Généralement une teneur de NaCl supérieur à 10lb/1000 baril nécessite un dessalage.

I.3.3. Teneur en soufre (Sulfur content)

La détermination de la teneur en soufre du pétrole brut est importante car cette teneur est

utilisée pour la détermination du prix du brut.



Page 12 sur 49

I.3.4. Point d’écoulement (pour point)

Le point d’écoulement pour un brut est la température la plus basse à la quelle le brut

s’écoule (reste fluide) dans les conditions de test. Le but de ce test est d’indiqué la quantité des

longues chaines paraffiniques (la cire de pétrole ou petroleum Wax) contenues dans le brut.

NB : la connaissance du point d’écoulement est importante pour la détermination des conditions de

pompage du brut en hiver.

I.3.5. Taux de cendres (Ash content)

Le test indique la quantité des composés métalliques présents dans le pétrole brut. Le taux

de cendres est déterminé par la combustion complète (calcination) d’un échantillon de pétrole brut.

I.4. Classification des bruts

I.4.1. Classification selon la densité

� Pétrole léger "light" : le degré API est supérieure à 31.1 ; API>31.1

� Pétrole moyen "medium" : °API compris entre 22.3 et 31.1 ; 22.3<API<31.1

� Pétrole lourd ("heavy") : °API compris entre 10 et 22.3 ; 10<API<22.3

� Pétrole extra lourd ("extra heavy") : °API inférieur à 10 ; API<10.

Les pétroles les plus légers sont les plus demandés par les raffineurs, car ils donnent

directement beaucoup de coupes légères de grande valeur (diesel, essence, naphta). À l'inverse, les

pétroles lourds donnent plus de produits, tels que des bitumes et du fioul résiduel, qu'il faut soit

vendre tels quels à bas prix, soit convertir en coupes plus légères, notamment par hydrocraquage

(ajout d'hydrogène).

I.4.2. Classification selon la teneur en soufre

Les pétroles avec une faible teneur en soufre (inférieure à 0,5% en poids) sont qualifiés de «

sweet » ou « doux » ; au-delà, les pétroles sont qualifiés de «sour» ou « soufrés ». Ceci est

important car le soufre est un « polluant-corrosif et poison » que les raffineurs doivent retirer. Ceci

a un coût et il diminue donc la valeur du brut.

I.4.3. Classification selon la composition chimique

- Les pétroles paraffiniques : le pourcentage des hydrocarbures paraffiniques est supérieur

à 50%.



Page 13 sur 49

- Les pétroles naphténiques : le pourcentage des hydrocarbures naphténiques est supérieur

à 50% dans le brut.

- Les pétroles aromatiques : le pourcentage des hydrocarbures benzéniques est supérieur à

35%.

I.5. Les bruts de référence

Plus de 130 types de pétroles bruts sont commercialisés à travers le monde, sur un total de

400 types de bruts connus. Leur prix est établi par différentiel à partir de bruts de référence dont la

qualité standard est connue. Ces bruts de référence sont :

– Le WTI (West Texas Intermediate): (40 °API et 0.3 % S)

Ce type de brut est utilisé comme référence en Amérique du Nord. C'est un brut léger, non

sulfuré. C'est le prix du WTI qui est habituellement cité dans les articles de journaux.

– Le Brent : (38 °API et 0.3 % S)

Le Brent est un type de pétrole brut (léger et non soufré) issu de champs de la Mer du Nord.

D’après l’International Petroleum Exchange où le prix du Brent est côté, ce prix est utilisé pour

fixer le prix des deux tiers des pétroles bruts vendus mondialement.

– Le Dubaî light : (environ 32 °API et 2 % S)

Un brut (léger sulfuré) dans le golfe Persique, le Dubaï light est utilisé comme référence

pour fixer le prix de vente d'autres bruts de la région à destination de l'Asie, le Moyen-Orient et

l’Asie.

NB : le brut algérien est appelé « sahara blend », c’est un mélange de bruts issus de plusieurs

champs de la région de Hassi Messaoud.

Densité entre 43 et 47 °API, un brut léger

Teneur en soufre 0.1% « faible teneur en soufre »

I.6. Gisements et caractéristiques des pétroles

I.6.1. Définition

On appelle gisement de pétrole une zone où est enfouie une grande quantité de pétrole qu’on

extrait et où une tentative pour l'en extraire peut être faite en construisant des puits. Un champ

pétrolifère peut s'étendre sur plusieurs kilomètres, permettant d'avoir plusieurs puits sur un même

champ. Un gisement de pétrole ou de gaz est qualifié de géant s'il dépasse, en réserves extractibles



Page 14 sur 49

initiales, la barre des 500 millions de barils - ou l'équivalent en gaz naturel, soit environ 80 km³.

Certains gisements ne se qualifient comme géants qu'en sommant le pétrole et le gaz. En outre, les

caractéristiques d'un gisement de pétrole sont :

a) Une roche mère : désigne la roche où se forment des hydrocarbures. Ceux-ci sont issus de la

transformation de sédiments riches en matière organique qui se déposent généralement sur les fonds

océaniques. À l’échelle des temps géologiques, les sédiments marins s’enfoncent et se solidifient

tandis que la matière organique (sous l’effet de l’enfouissement et de la température géothermique)

se décompose en hydrocarbures liquides et gazeux.

b) Une roche réservoir : Une fois formé le pétrole s'échappe de la roche mère et est stocké dans les

pores des roches de la strate surplombant la roche mère. Les gisements doivent donc posséder une

roche poreuse, appelée roche réservoir, formant la strate au dessus de la roche mère. Elle se définit

comme une roche où des hydrocarbures s’accumulent. De densités plus faibles que l’eau, les

hydrocarbures de la roche-mère migrent vers la surface à travers les strates de roches sédimentaires.

Au cours de cette migration, les hydrocarbures peuvent rencontrer une couche imperméable. Ils se

retrouvent piégés en dessous de ce « toit » (appelé roche-couverture), au sein d’une roche poreuse et

perméable qui devient la roche-réservoir. Celle-ci est capable de concentrer de grandes quantités

d’hydrocarbures, aboutissant à des gisements de pétrole et/ou de gaz.

c) Une roche couverture : Pour que le pétrole s'accumule, il faut que le gisement soit étanche. On

doit donc trouver au dessus de la roche réservoir, une strate constituée de roches imperméables,

appelées roches couverture.

Figure I.2 : Schéma simplifiée d’un gisement du pétrole.



Page 15 sur 49

I.6.2. Formation des gisements de pétrole

Le pétrole est une matière première facilement exploitable lorsqu’il se concentre dans un

réservoir par des phénomènes de migration.

a) Migration primaire

Le pétrole brut est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable. Par

un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la roche-

mère au cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent être

expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-réservoir.

b) Migration secondaire

De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissous) a tendance à

remonter jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches

sédimentaires perméables qui jouxtent la roche-mère :

• En général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le pétrole

finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l'action de

bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits « lourds » ou

« extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme des indices de

surface pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du pétrole, lors de

prospections réalisées par l’industrie pétrolière ;

• Parfois, la migration du pétrole brut vers la surface est empêchée par une formation

géologique imperméable, comme une couche de sel par exemple, appelée « roche-

couverture » (également qualifiée de « roche imperméable »). Une accumulation de pétrole

associé à de l’eau et du gaz se forme dans la couche perméable sous-jacente créant ainsi

une roche-réservoir en dessous de la roche-couverture. Dans ce réservoir poreux, le gaz

s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de l’eau en raison des

densités respectives de ces produits (le gaz naturel est plus léger que le pétrole, lui-même

plus léger que l’eau).



Page 16 sur 49

Figure I.3 : Migrations primaire et secondaire du pétrole conduisant à la formation d’un gisement.

I.7. Prospection (Exploration pétrolière)

I.7.1. Exploration géologique de surface

I.7.1.1. Indices de surface

Au début de l’histoire de la prospection pétrolière, le choix des régions à explorer est imposé

en fonction de l’existence des indices de surface : L’indice de surface est La présence de substances

associées aux hydrocarbures à la surface de la terre.

La Présence d’un indice de surface, ne garanti pas l’existence de gisements exploitables et

surtout ne permettent pas de les localiser.

I.7.1.2. Observations géologiques

Dans cette méthode les géologues recherchent, à partir des affleurements (roches du sous-sol

mises à nu par érosion ou par l’activité humaine (construction de routes, carrières) l’alternance de

roches poreuses et de roches imperméables.

I.7.2. Exploration géophysique

I.7.2.1. Méthode gravimétrique

Elle repose sur la mesure des faibles variations du champ de pesanteur causé par la variation

de la densité des différentes couches géologiques. A l’aide d’un gravimètre, on mesure la valeur de

g : accélération de la pesanteur en chaque point. La variation de g et de 0.5% sur toute la surface



Page 17 sur 49

de la terre, tandis que la sensibilité d’un gravimètre moderne est de 10-12 de la gravité de la surface

de la terre.

I.7.2.2. Méthode magnétométrique

Elle repose sur la mesure de la variation du champ magnétique, causé par la variation des propriétés magnétiques des différentes roches, et que le bassin remplis d’hydrocarbures n’est pas ferromagnétique.

L’enregistrement du champ magnétique se fait par avion ou par satellite, cela nous permet

de tracer une image du fond du bassin.

I.7.2.3. Méthode sismique

Cette technique est la plus utilisée pour la recherche pétrolière. Elle consiste à envoyer des

ondes sonores dans le sol en provoquant artificiellement de légers tremblements à la surface du sol

(le plus souvent à l’aide de camions munis de lourdes plaques vibrantes) ou en mer (canons à air

provoquant des ondes de choc par la détente de gaz comprimés).

Les ondes émises se propagent dans le sous-sol. Lorsqu’elles rencontrent des discontinuités

dans les propriétés des roches traversées (par exemple, au niveau d’interfaces entre couches

sédimentaires), une partie d’entre elles va se réfracter et une autre se réfléchir vers la surface où

elles sont enregistrées par des récepteurs : géophones à terre et hydrophones en mer.

Le traitement des signaux reçus permet alors de restituer une image de volumes de terrain

(sous-sol) en trois dimensions (appelés « blocs 3D »). Cette image, construite à partir des temps de

parcours des ondes doit alors être transformée en une image exprimée en distance. C’est ce que l’on

appelle la migration temps-profondeur.

Figure I.4 : Méthode sismique.



Page 18 sur 49

I.8. Techniques d’exploitation (Le forage)

I.8.1. Introduction

Pour l'exploitation rationnelle des gisements on utilise toutes les méthodes géologiques et

physiques permettant d'obtenir des renseignements sur les propriétés physiques et mécaniques des

roches afin de reconstituer les caractéristiques d'un gisement et d’estimer les réserves

correspondantes. Il arrive souvent que les informations nécessaires ne soient disponibles que

plusieurs années après le forage des puits destinés à exploiter le gisement. Les investissements

économiques sont donc toujours à risque, et l'on multiplie maintenant les simulations par des

modèles mathématiques qui permettent de prévoir la rentabilité d'un gisement. Le forage des puits

représentant 80% des investissements.

Lorsque les études concluent à la présence probable d’hydrocarbures, des forages de

prospections sont réalisés. C’est une décision lourde de conséquences économiques pour une

entreprise pétrolière.

Une fois que des structures qui puissent contenir du pétrole ont été reconnues, soit par

prospection géologique, soit par prospection géophysique, on peut passer à l’étape suivante dans

l’exploitation du pétrole qui est le forage.

Le coût du forage peut aller de 1 million à 100 millions de dollars, suivant la zone

géographique et la profondeur de forage.

Le pourcentage de succès était d’environ un puits productif sur sept puits forés en 1990, il

est en 2008 d’environ un sur trois à l’échelle mondiale.

Les buts du forage d’exploration sont:

1- vérifier les hypothèses des géologues et des géophysiciens quant à la présence

d’hydrocarbures ;

2- préciser la stratigraphie (succession exacte des couches sédimentaires) ;

3- réaliser des observations capitales pour comprendre la géologie exacte de la zone et

optimiser l’emplacement d’autres sondages.

Si les forages de prospection ont mené à la découverte de pétrole, plusieurs forages

complémentaires sont réalisés pour délimiter la taille du gisement et estimer la quantité de pétrole

en place.



Page 19 sur 49

Les résultats obtenus permettent de valider la viabilité économique du projet. Avant

d’exploiter commercialement le gisement, le pétrolier doit développer le champ : équipement, mise

en production et évacuation du pétrole.

La profondeur des forages pétroliers varie de quelques centaines de mètres de profondeur à 9

000 m.

I.8.2. Définition du forage

Le forage est l'action de creuser unt rou (aussi appelé «Puits») dans la Terre, il consiste à

enfoncer un train de tiges dans le sous-sol en y injectant une boue spéciale. Celle-ci va permettre de

ramener à la surface des fragments de roches et des échantillons de gaz. Il faudra forer à plusieurs

endroits pour mieux délimiter le gisement potentiel.

De nos jours, le procédé le plus utilisé est le procédé rotary, qui pour creuser le puits, utilise

un instrument coupant appelé trépan, qui est animé d’un mouvement de rotation au fond du puits.

Le forage des puits s'effectue grâce à un trépan (ou tricône). Un trépan est un outil de

forage sur tout utilisé dans l'industrie pétrolière. Il a la forme d'un cône unique en acier spécial très

dur ou de trois cônes imbriqués ensemble. La surface inférieure de ces cônes, au début de son

invention, est incrustée de poussière de diamant ce qui permet de casser les roches les plus dures

quand on fait le forage. En forant, ces cônes tournent, cassent les roches qu'elles traversent et

s'enfoncent petit à petit dans le sous-sol.

I.8.3. Appareil de forage

L’appareil de forage est constitué d’une tour métallique appelée derrick , servant à

introduire verticalement dans le sol des tiges creuses vissées bout à bout. La hauteur du derrick est

d’environ 45 m, cela permet la manœuvre et le stockage des tiges de forages.

Au bout de ces tiges, la tête de forage trépan – en acier très dur – attaque la roche.

Le trépan (Figure I.6) sur lequel on appuie et que l’on fait tourner à une vitesse maximale

de 200 tr/min.

Le poids sur l’outil est assuré par la masse des tubes de forages, auxquels il est possible

d’ajouter des tubes très épais appelés masses-tiges.

Les débris de roches produits lors du forage sont remontés à la surface par les boues de

forage constituées d’un mélange d’eau et d’argile. Ces boues sont injectées par l’orifice du trépan.



Page 20 sur 49

Les boues sont tamisées en surface. Les débris sont collectés par les géologues et analysés

alors que la boue est renvoyée dans le circuit. Ces boues permettent aussi de :

Maintenir les déblais en suspension après arrêt de la circulation ;

De maintenir les parois du trou grâce à la pression exercée latéralement ;

De retenir sous pression les fluides contenus dans la roche et donc d’empêcher la venue de

fluides à l’intérieur des puits ;

Elles permettent aussi de refroidir l’outil de forage.

Figure I.5 : Forage avec injection de boue de forage.

Généralement, les appareils de forage rotary sont classés en trois catégories:

- Appareils légers pour les profondeurs inférieures à 1500 m;

- Appareils moyens pour les profondeurs allant de 1500 à 3000 m;

- Appareils lourds pour les profondeurs supérieures à 3000 m.

Boue de forage : Au fur et à mesure que l’on creuse le puits, les déblais de terrain, qui en résultent,

sont évacués vers la surface par un courant continu de boue qui y est introduite en même temps que



Page 21 sur 49

le trépan. Elle est préparée à base d’eau, d’argiles spéciales (bentonites) et différents produits

chimiques.

En plus de son rôle principal, qui est d’évacuer les déblais de terrain, la boue de forage a

d’autres rôles secondaires:

- Elle maintient en place les parois du puits en déposant sur elles une fine couche d’argile.

- Elle maintient en place, par la pression hydrostatique qu’elle exerce, des fluides sous pression

rencontrés dans les différentes couches

- Elle refroidit le trépan et en lubrifie les différents éléments pour réduire la vitesse de son usure.

- Lorsque le terrain à forer ne contient pas d’eau, il est possible de remplacer la boue par de l’air

comprimé à 40 bars. Les vitesses d’avancement sont meilleures et les trépans s’usent moins vite.

Figure I.6 : Trépans.



Page 22 sur 49

I.9. Extraction (production pétrolière)

I.9.1. Estimation de la quantité du pétrole dans le gisement

La quantité du pétrole dans un gisement dépend de la pression, de la température, de la

densité et la viscosité du pétrole, ainsi que la porosité et la perméabilité de la roche réservoir.

La quantité du pétrole dans un gisement peut être estimée par la relation suivante :

Quantité (million de tonnes) = A.H.θθθθ.(1-Sw).ρρρρ/b

Avec :

A : surface du gisement du pétrole en kilomètres carrés ;

H : épaisseur de la couche du pétrole en mètre ;

θ θ θ θ :Porosité de la roche réservoir ;

Sw : fraction saturée en eau dans les pores ;

ρ ρ ρ ρ : densité du pétrole. ;

b : fraction volumique du pétrole dans le gisement.

I.9.2. Evaluation des réserves

Dans le domaine pétrolier, les réserves d’hydrocarbures sont classées en trois catégories :

– Les réserves en place prouvées ;

– Les réserves en place probables ;

– Les réserves en place possibles.

Dans l’industrie, elles sont respectivement connues sous le nom P90, P50 et P10 car elles

ont 90 %, 50 % et 10 % de chance d’être mises en production. Ce classement est établi sur la base

des technologies actuelles, des prix actuels et selon les accords commerciaux et gouvernementaux

en cours.

• Les réserves en place prouvées sont « raisonnablement certaines » d’être produites, elles

sont situées dans des zones traversées par des puits.

• Les réserves en place probables sont estimées à partir des études structurales, et des

mesures de pressions mais sans certitude complète, ce sont des quantités additionnelles de

pétrole brut que les informations techniques et géologiques des gisements permettent

d’envisager de récupérer.



Page 23 sur 49

• Les réserves en place possibles sont des gisements aujourd’hui non découverts ainsi que du

pétrole dit « non conventionnel » comme les bruts extra-lourds, celui extractible des schistes

bitumineux et les sables asphaltiques.

I.9.3. Extraction du pétrole

I.9.3.1. Extraction primaire (15 à 20%)

Le gradient de pression entre la roche réservoir et le sommet du puits est, en général,

suffisant pour acheminer via le puits de production, le pétrole jusqu’à la surface. Par cette technique

de récupération « primaire », 15 à 20 % du pétrole en place peuvent être produits

NB : Dans les champs du Moyen-Orient, le pétrole remonte le plus souvent à la surface

naturellement sous l’effet de la pression, durant des années, et sans intervention.

I.9.3.2. Extraction secondaire (30 à 35%)

La pression du gisement diminue progressivement avec l’exploitation. Cette chute de

pression peut s’accélérer s’il n’y a pas de source d’énergie telle que le (chapeau de gaz). Pour

améliorer le taux de récupération, le recours à des techniques de récupération secondaire est

possible. On peut ainsi récupérer entre 15 et 20 % supplémentaires et donc, au total environ 30 à 35

% de l’huile contenue dans le réservoir.

(a) Extraction au moyen de pompes :

Dès que le pétrole ne remonte plus de lui même, on utilise des pompes à balancier, appelées

pompes d’alimentation alternatives, ressemblant à des «têtes de chevaux» dont le mouvement lent,

de haut en bas.

Figure I.7 : Extraction au moyen de pompes à balancier.



Page 24 sur 49

(b) Extraction par injection de gaz « gas lift »:

On peut utiliser le gaz disponible dans le champ pétrolier, pour la production pétrolière en

l’injectant dans la à la partie supérieure. Le gaz se mélange alors au pétrole qui remonte à la surface

sans autre assistance.

Figure I.8 : Extraction par injection de gaz.

(c) Extraction par injection d’eau « water lift » :

La chute de pression peut être compensée en injectant de l’eau à la partie inférieure du

gisement, l’eau pousse le pétrole encore disponible vers le haut, dans le trou du forage.

Figure I.9 : Extraction par injection d’eau.

I.9.3.3. Extraction tertiaire « assistée » (40 à 50%)

Pour aller au-delà, différents procédés, dits de récupération assistée peuvent être utilisés.

Ce sont des technologies plus complexes telles que l’injection dans le réservoir de CO2, voire

d’azote, de solvants miscibles chimiques, de vapeur. Le but est d’abaisser la tension superficielle

du pétrole afin qu’il se détache facilement de la roche. Ces techniques sont actuellement les plus

utilisées. Le taux global de récupération peut atteindre 40 voire 50 % de l’huile en place.



Page 25 sur 49

Figure I.10 : Extraction améliorée par injection de vapeur et adjonction de produits chimiques.

I.10. Epuisement du gisement

Malgré toutes ces astuces, le gisement s’épuisera, même si tout le pétrole n’a pu être pompé,

loin de là. Une grande partie du pétrole reste emprisonnée dans les pores les plus fins de la roche.

Malgré tous les moyens déployés, on ne peut extraire plus de 50% du pétrole stocké dans la roche.

Ce taux est cependant nettement supérieur à celui d’il y a vingt ans où l’on devait se contenter de

25%.

NB : Les différences entre les gisements sont conséquentes. Ainsi, les États-Unis produisent

350 millions de tonnes par an avec 500 000 puits alors que le Moyen-Orient en produit 3 fois plus

avec environ 3000 puits.



Page 26 sur 49

CHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE IIIII : : : :

SCHÉMAS DE RAFFINAGE DU PÉTROLE.



Page 27 sur 49

II. Schémas de raffinage du pétrole

II.1. Introduction

L’industrie pétrochimique est directement liée aux hydrocarbures provenant, soit du pétrole

brut, soit du gaz naturel. Elle est à l’interface entre l’industrie du raffinage du pétrole, l’industrie du

gaz naturel et la chimie organique. Son objectif est double :

– Proposer des produits de synthèse substituables aux produits naturels de grande consommation

dits « produits de commodité » ;

– Proposer également des produits de synthèse dotés de propriétés originales complétant les

produits naturels dits « produits de spécialité ».

Les produits de la pétrochimie sont regroupés en différentes catégories utilisées dans la vie

courante : les plastiques, les fibres, les élastomères, les détergents, les solvants et les engrais.

Ces produits peuvent être scindés en deux groupes :

– Les produits que l’on utilise pour leurs propriétés chimiques tels que les engrais, les détergents,

les solvants ;

– Les produits que l’on utilise pour leurs propriétés mécaniques tels que les plastiques, les

élastomères et les fibres.

Tous ces produits sont obtenus en faisant réagir des molécules dites « de base » obtenues à

partir du pétrole, du gaz ou du charbon et en mettant en œuvre les réactions de la chimie organique.

Les molécules de base doivent être :

� Réactives, c’est-à-dire permettre des réactions rapides et sélectives, conduisant à des

productivités élevées tout en limitant la formation de sous-produits ;

� Abondantes car elles doivent conduire à des produits de forts tonnages et bon marché pour

que les produits soient économiquement compétitifs.

Il existe trois grandes familles de molécules de base, ces molécules constituent les trois

filières de l’industrie pétrochimique :

� Les oléfines (double liaisons chimiques) ;

� Les aromatiques (benzène, toluène, xylènes) ;

� Les acétyléniques (triple liaisons chimiques).



Page 28 sur 49

Ces molécules doivent être obtenues avec une grande pureté, ce qui nécessite d’installer de

nombreuses unités de purification.

NB : Les molécules de base sont produites par la principale unité du complexe pétrochimique : le

vapocraqueur, mais proviennent également de la raffinerie. On trouve les oléfines dans les coupes

légères du craquage catalytique et les aromatiques dans l’effluent du reformage catalytique.

II.2. Réception du pétrole brut

Dans une raffinerie, le pétrole brut est reçu et stocké dans des réservoirs à toit flottant. Le toit

se déplace en haut et en bas suivant le niveau du brut et cela pour éviter la perte des gaz et

d'hydrocarbures légers par évaporation.

Figure II.1 : Stockage du brut dans un réservoir à toit flottant.

II.3. Dessalage des pétroles bruts

Le premier traitement subi par le pétrole brut à son entrée dans la raffinerie est un traitement

de dessalage, qui permet d’éliminer l’eau et les sels qu’il contient.

La présence des sels de magnésium et de sodium dans le pétrole brut est due aux opérations

de production et de transport. La présence de l'eau salée provoque la corrosion des équipements de

la raffinerie.



Page 29 sur 49

Par exemple, les sels de chlorure de magnésium génèrent l'acide chlorhydrique HCl à une

température supérieure à 150°C et peut entraîner une corrosion grave.

La méthode moderne de dessalement électrique élimine simultanément l’eau et les sels

dissous du pétrole brut.

II.3.1. Description de la méthode de dessalement du brut

Le pétrole brut entre dans le fond d'une cuve horizontale munie de deux électrodes plats, ces

électrodes sont excités avec un courant électrique de très haute tension (20-33 kV CA). Le brut qui

contient l’eau et les sels est mélangée avec de l'eau déminéralisée fraîche (ED) par une vanne de

mélange à la partie inférieure de la cuve afin de dissoudre les sels dans la phase aqueuse, la

température optimale pour la solubilisation des sels dans la phase aqueuse est de 120 ° C-130 ° C,

donc le brut doit être préchauffé à cette température avant qu'il ne pénètre dans le dessaleur.

Le mélange brut-eau-sels ce déplace vers le haut de la cuve sous forme d’une émulsion où il

est mis en contact avec les électrodes plats. Les gouttelettes d'eau sont ionisées par la charge

électrique et fusionnent pour former de grosses gouttes d'eau qui tombent ensuite par gravité vers le

bas de la cuve.

Le dessalement électrique peut réduire la teneur en sel de 90% à 98%.

Figure II.2 : Schéma du procédé de dessalement du pétrole brut.



Page 30 sur 49

II.4. Principaux schémas de procédés de fabrication

II.4.1. Définition et catégories

Le raffinage du pétrole est un procédé industriel qui permet de transformer le pétrole brut en

différents produits finis tels que l’essence, le fioul lourd ou le naphta. Le pétrole brut est un

mélange hétérogène d’hydrocarbures divers (molécules composées d’atomes de carbone et

d’hydrogène), inutilisable en l’état. Ses composants doivent être séparés afin d’obtenir les produits

finaux exploitables directement. On en distingue en général deux grands types :

• Les produits énergétiques, tels que l’essence, le diesel (gazole) ou le fioul ;

• Les produits non-énergétiques, tels que les lubrifiants, le bitume et les naphtas utilisés en

pétrochimie.

Le raffinage ne se limite plus aujourd’hui à la séparation des différents hydrocarbures. Des

procédés chimiques complexes sont également mis en œuvre afin d’optimiser les produits finaux.

Les différentes coupes pétrolières peuvent ainsi subir des transformations, des améliorations et des

mélanges pour obtenir des produits commercialisables et répondant aux normes environnementales.

II.4.2. Les trois étapes du raffinage

La transformation du pétrole brut est une opération incontournable. Dans une raffinerie, le

brut est transformé en produits finis suivant des processus rigoureux appartenant à trois types

principaux d’opérations : séparation, conversion et amélioration.

II.4.2.1. Les procédés de séparation

La première étape est celle de la séparation des molécules par distillation atmosphérique

(c'est-à-dire à la pression atmosphérique normale), en fonction de leurs poids moléculaires.

Ce procédé consiste à chauffer le pétrole à 350/400 °C pour en provoquer l’évaporation.

Le chauffage s’effectue à la base d’une tour de distillation de 60 mètres de haut, appelée aussi

topping. Les vapeurs de brut remontent dans la tour tandis que les molécules les plus lourdes, ou

résidus lourds, restent à la base sans s’évaporer. À mesure que les vapeurs s'élèvent, les molécules

se condensent les unes après les autres en liquides, jusqu’aux gaz qui atteignent seuls le haut de la

tour, où la température n’est plus que de 150 °C. À différents niveaux de la tour se trouvent des

plateaux qui permettent de récupérer ces liquides de plus en plus légers. Chaque plateau correspond

à une fraction de distillation, appelée aussi coupe pétrolière, depuis les bitumes (hydrocarbures très

visqueux) jusqu'aux gaz (Figure II.3 et II.4).



Page 31 sur 49

Les résidus lourds issus de cette distillation renferment encore beaucoup de produits de

densité moyenne. On les soumet, dans une autre colonne, à une seconde distillation qui permet de

récupérer plus de produits moyens (fiouls lourds et gazole ).

Figure II.3 : Tour de distillation du pétrole.

Figure II.4 : Schéma du procédé de distillation atmosphérique du pétrole.



Page 32 sur 49

II.4.2.2. Les procédés de conversion

� Craquage :

Après les opérations de séparation, la proportion d’hydrocarbures lourds reste encore trop

importante. Pour répondre à la demande en produits légers, on « casse » ces molécules lourdes en

deux ou plusieurs molécules plus légères.

Ce procédé de conversion, appliqué à 500 °C, est également appelé craquage catalytique car

il fait intervenir un catalyseur (Figure II.5). 75 % des produits lourds soumis à la conversion sont

ainsi transformés en gaz, essence et gazole. D’autres procédés permettent d’améliorer ce résultat par

des ajouts d'hydrogène (hydrocraquage ) ou en employant des méthodes d'extraction du carbone

(conversion profonde). Plus une conversion est poussée, plus elle est coûteuse et gourmande en

énergie. L’objectif permanent des raffineurs est de trouver l’équilibre entre degré et coût de la

conversion !

Figure II.5 : Schéma du procédé de craquage catalytique.

� Le reformage catalytique :

Le reformage catalytique est, depuis son origine en 1939 aux États-Unis, un procédé de

raffinage des essences, mais il assure aussi une partie non négligeable de l’approvisionnement de la

pétrochimie en hydrocarbures aromatiques, le procédé de vapocraquage de coupes pétrolières étant



Page 33 sur 49

la deuxième voie principale de production du benzène, du toluène et des xylènes. Le reformage

catalytique est une méthode de raffinage pour convertir les molécules naphténiques en molécules

aromatiques ayant un indice d'octane élevé servant de base dans la fabrication des carburants

automobiles. À l’origine, le but du reformage catalytique était essentiellement la transformation de

coupes pétrolières à faible indice d’octane (40 à 60), couramment appelées naphtas, en bases pour

carburant à haut indice d’octane (90 à 100). Cette amélioration de l’indice résultant essentiellement

d’une forte augmentation de la teneur en aromatiques, on envisagea l’utilisation du procédé pour la

production de ceux-ci. On opérait alors, dans des conditions particulières, sur une coupe d’essence

sélectionnée, en vue de produire plus spécifiquement des hydrocarbures destinés à la chimie.

Figure II.6 : Schéma du procédé de reformage catalytique.

II.4.2.3. Les procédés d’amélioration

Ils consistent à réduire fortement ou éliminer les molécules corrosives ou néfastes à

l'environnement, en particulier le soufre. Les normes de l'Union européenne (UE) en matière

d'émissions de soufre sont strictes : depuis le 1er janvier 2009, l’essence et le gazole contenant plus

de 10 ppm (10 mg/kg) de soufre ne doivent pas être utilisés sur le territoire européen. Ces mesures

visent à améliorer la qualité de l’air ambiant : elles permettent d’optimiser l’efficacité des

technologies de traitement catalytique des gaz d’échappement des véhicules. La désulfuration du

gazole s'effectue à 370 °C, sous une pression de 60 bars et en présence d'hydrogène dont l’action

consiste à extraire la plus grande partie du soufre organique que l’on retrouve sous forme de sulfure

d’hydrogène (H2S). Ce dernier est ensuite traité pour produire du soufre, substance utilisée dans

l'industrie. Le kérosène, les gaz butane et propane sont, eux, lavés à la soude. Ce traitement, appelé

adoucissement, débarrasse ces produits des mercaptans (thiols) qu'ils contiennent.



Page 34 sur 49

II.4.3. Les dérivés du pétrole

Généralement on distingue plusieurs types de dérivés pétroliers utilisables qui sont issus de

l'industrie du raffinage. En outre, la plus grande partie des produits pétroliers issus d'un raffinage est

utilisée comme source d'énergie, c'est-à-dire comme carburants.

II.4.3.1. Essence

L’essence est un liquide inflammable, issu de la distillation du pétrole, utilisé comme

carburant dans les moteurs à combustion interne. C'est un carburant pour moteur à allumage

commandé (moteur essence). C’est un mélange de fractions d’hydrocarbures constituées

principalement d’hydrocarbures légers à point d’ébullition relativement bas. C’est le produit de

raffinage le plus important. L’essence a un point d’ébullition compris entre la température ambiante

et 204 °C environ et un point d’éclair inférieur à –40 °C. Les caractéristiques les plus importantes

de l’essence sont l’indice d’octane, la volatilité et la pression de vapeur. Pour leur bonne utilisation

il est indispensable qu’elles ne contiennent pas d’hydrocarbures lourds qui sont nocifs pour un bon

fonctionnement des moteurs. Elles ne doivent pas contenir de composés sulfurés ni de produits

acides susceptibles de corroder les moteurs et les réservoirs. On utilise des additifs pour améliorer

les propriétés de l’essence et protéger le moteur contre l’oxydation et la formation de rouille.

Composition chimique d’une essence : généralement, on y trouve en moyenne :

� 20 % à 30 % d’alcanes, hydrocarbures saturés de formule CnH2n+2 ;

� 5 % de cycloalcanes, hydrocarbures saturés cycliques ;

� 30 % à 45 % d’alcènes, hydrocarbures insaturés ;

� 30 % à 45 % d’hydrocarbures aromatiques, de la famille du benzène, etc.

Le point d'éclair : est la température pour laquelle un liquide produit suffisamment de vapeurs pour

qu’elles s’enflamment momentanément en présence d’une source d’énergie calorifique

conventionnelle.

L'indice d'octane : mesure la capacité d'un carburant à ne pas s'enflammer spontanément (sans

étincelle) lorsqu'il est mélangé et compressé dans un cylindre de moteur à explosion :

• L'échelle de mesure de l'indice d'octane prend pour référence 100 (%) la résistance de l'iso-

octane à l'auto-inflammation.

• Donc, une essence à indice élevé 98 sera plus résistante à l'auto-allumage qu'une essence à

indice plus bas comme le 95.



Page 35 sur 49

Deux valeurs de l’indice d’octane existent :

• L’indice d’octane « recherche » (RON, Research Octane Number) caractérise le

comportement d’un carburant à bas régime ou lors des accélérations ;

• L’indice d’octane « moteur » (MON, Motor Octane Number) évalue la résistance d’un

carburant au cliquetis à haut régime.

Pendant de très nombreuses années, on ajoutait à l’essence une certaine quantité de plomb

tétraméthyle Pb(CH3)4 ou mieux de plomb tétraéthyle Pb(C2H5)4 afin de diminuer la tendance à la

détonation d’essences contenant un fort pourcentage d’heptane. C’était une manière d’augmenter

artificiellement l’indice d’octane (on gagnait 10 points avec 1 g·l-1 de PTE) et de favoriser la

lubrification des moteurs mais cela conduisait à disperser dans l’environnement de fortes quantités

de plomb, métal dont on connaît la toxicité.

II.4.3.2. Gazole

Le gazole (gasoil), est un carburant pour moteur à allumage par compression (moteur

Diesel). Physiquement, c'est un fioul léger et, réglementairement, un carburant issu du raffinage du

pétrole. Il est utilisé généralement comme carburants pour les moteurs diesels.

L'indice de cétane évalue la capacité d'un carburant à s'enflammer sur une échelle de 0 à

100. Il est particulièrement important pour les moteurs Diesel où le carburant doit s'auto-enflammer

sous l'effet de la compression. Un carburant à haut indice de cétane est caractérisé par sa facilité à

s'auto-allumer. L'indice de cétane est au moteur Diesel ce que l'indice d'octane est au moteur à

essence. Toutefois, ils décrivent des qualités de carburant radicalement opposées, adaptées au type

de moteur. Si le premier décrit une capacité d'auto-inflammation recherchée par le moteur Diesel, le

second décrit une capacité de résistance à la détonation recherchée par le moteur à essence.

On dit qu'un carburant a un indice de cétane de x, lorsque celui-ci a le même pouvoir d'auto-

inflammation qu'un mélange constitué de x% en volume de n-cétane et (100-x)% d'alpha-

méthylnaphtalène. Indice de cétane du fioul domestique : 40 et indice de cétane du gazole : 51.

II.4.3.3. Kérosène

Le kérosène est le carburant pour l’alimentation des réacteurs d’avions avions le plus utilisé.

Il sert aux jets civils et militaires, aux avions à turbopropulsion et aux hélicoptères entraînés par des

moteurs à turbines. Il entre en ébullition autour de 150°C et 250°C et, comme le diesel, appartient à

la catégorie des distillats de densité moyenne. Le kérosène est plus léger que le diesel, mais plus



Page 36 sur 49

lourd que l'essence. En raison de ses conditions d'utilisation extrêmes à haute altitude (températures

et pression de l'air faibles), il doit respecter des exigences de qualité particulièrement strictes.

Généralement, le kérosène est un mélange d'hydrocarbures contenant des alcanes (CnH2n+2) de

formule chimique allant de C10H22 à C14H30.

II.4.3.4. GPL

Ils sont constitués d’un mélange d’hydrocarbures paraffiniques et oléfiniques comme le

méthane, l’éthane, le propane et le butane. Ils servent de combustible et sont stockés et manipulés

sous la forme de liquides sous pression. Ils ont un point d’ébullition compris entre –74°C et +38°C

environ. Ils sont incolores et leurs vapeurs sont plus denses que l’air et extrêmement inflammables.

Leurs principales qualités, du point de vue de la sécurité et de la santé au travail, sont leur pression

de vapeur peu élevée et leur faible teneur en contaminants. Leur utilisation est très diversifiée; entre

autres ils sont utilisés dans le chauffage domestique, comme source d’énergie à usage domestique

(cuisinières, fours, boulangerie, restauration) et aussi comme carburant propre pour certains

véhicules.

II.4.3.5. Fioul

Le fioul, est un combustible dérivé du pétrole, utilisé notamment dans les chaudières. Il est

classé dans les ressources énergétiques fossiles et est impliqué dans la pollution de l'air. Le fioul est

issu du raffinage du pétrole et ses caractéristiques sont proches de celles du gazole. Il est issu des

coupes moyennes de pétrole d'où sont extraits notamment le kérosène, le gazole mais aussi le fioul

domestique qui servira in fine à chauffer les habitations.

II.4.3.6. JP-5

JP-5 (Jet Propellant n°5), est un carburant pour réacteurs avec un point d'inflammabilité

élevé (à partir de 60 °C) développé en 1952 pour un usage militaire, plus particulièrement comme

carburant pour les avions des porte-avions où le risque d'incendie est important. C'est un liquide

jaune, basé sur le kérosène. Le point de congélation du JP-5 est −46 °C.

II.4.3.7. Bitume

Le bitume est essentiellement constitué d’hydrocarbures lourds. Seuls 30 % environ des

pétroles bruts dans le monde sont aptes à la fabrication de bitume. Pour être utilisé, le bitume est

séparé du pétrole brut par distillation en raffinerie. Il est le produit pétrolier le plus lourd. Le bitume

est liquéfiable à chaud et adhère aux supports sur lesquels on l'applique. Il possède un certain

nombre de qualités physico-chimiques dont l'Homme a su faire usage depuis la Préhistoire. Dans le



Page 37 sur 49

langage courant, on le confond souvent avec la poix, le goudron d'origine houillère, ou l'asphalte

routier dont il n'est qu'un composant.

II.4.3.8. Lubrifiant

Sont des huiles provenant du pétrole brut. Une huile lubrifiante est obtenue par distillation et

raffinage du pétrole brut. Ses propriétés dépendent dans une large mesure de la qualité et de la

consistance du pétrole brut dont elle est raffinée, ainsi que du processus de raffinage proprement dit.

Les huiles utilisées dans les moteurs de voitures ne sont pas les seuls lubrifiants. Il en existe de

nombreux types différents, comme les fluides pour le travail des métaux, les huiles pour

transformateurs, les huiles de boîte de vitesses et les huiles hydrauliques. Des huiles fluides et

graisses solides et semi-solides sont également utilisées pour la lubrification.

II.4.3.9. Paraffine

Substance solide blanche, tirée du pétrole, utilisée dans la fabrication des bougies et pour

imperméabiliser le papier. Les paraffines, car on en distingue plusieurs types, sont des alcanes, à

savoir des molécules linéaires d'hydrocarbures saturés à chaîne non cyclique, et dont la formule

brute est CnH2n+2, où la valeur de n se situe entre 18 et 32, celle de la masse molaire se situe entre

275 et 600 g/mol. On distingue les paraffines constituées d'alcanes linéaires (n-alcanes) et celles

constituées d'alcanes ramifiées (iso-alcanes), soit :

� Les paraffines liquides ou fluides (paraffinum perliquidum), (n = 8 à 19) dont la viscosité est

de 25 à 80 mPa.s ;

� Les paraffines huileuses ou pâteuses (paraffinum subliquidum), dont la viscosité est de 110

à 230 mPa.s ;

� Les paraffines solides (paraffinum solidum), cires (n = 20 à 40) dont la température de

figeage (solidification) se situe entre 50 et 62 °C.

II.4.3.10. Goudron

Les goudrons sont des dérivés houillés de couleur marron à noire, très visqueux, voire

solides (brai de goudron). Ce sont des sous-produits de la distillation de la houille lors de la

fabrication du coke, ou de sa gazéfaction en gaz de houille. Dans le langage courant, on les confond

souvent avec le bitume d'origine pétrolière.



Page 38 sur 49

II.5. Contraintes environnementales et évolution du raffinage

Le pétrole exerce une grande influence sur l'environnement, essentiellement de deux manières:

� Il contribue aux émissions de dioxyde de carbone (CO2): l'accroissement des émissions

anthropiques de CO2 est généralement considéré comme l'une des principales causes du

réchauffement climatique ;

� Il contribue aussi à la pollution atmosphérique urbaine, à la pollution des lacs, à la

destruction de la biodiversité et à l'appauvrissement de divers écosystèmes ;

L'exploitation des ressources pétrolières affecte également les paysages, les systèmes

agricoles et le tourisme. En somme, l'exploitation et l’utilisation de pétrole affectent la santé et

l'activité humaine à de multiples niveaux. L'utilisation de l'énergie en général et du pétrole en

particulier contribue largement au développement économique global, avec des conséquences

positives pour la santé de l'homme et son bien-être.

Mais l'énergie et le pétrole contribuent aussi à des formes de pollution qui entraînent des

problèmes de santé, la destruction de l'environnement et, par le biais du réchauffement climatique,

des conséquences potentiellement graves pour le développement dans une grande partie, voire

l'ensemble de la planète. Les conséquences pour l'environnement sont considérables tout au long du

processus de développement pétrolier. A chaque étape du processus de l’exploitation du pétrole

(exploration, extraction, acheminement, raffinage,….), tous les milieux naturels (air, eau, sol) sont

affectés de manières et à des degrés très divers.

II.5.1. Les avantages du pétrole

Les avantages du pétrole sont les suivants:

� C’est une énergie disponible sur un peu tous les continents ;

� Son transport est facile et peu couteux par les bateaux ;

� La chimie du pétrole est très riche. En effet, grâce au pétrole, on peut obtenir des gaz tels

que le méthane, le propane et le butane, des carburants tels que l’essence, le kérosène, le

gazole et le fioul et des composés aromatiques ;

� C’est la forme d’énergie liquide la plus concentrée disponible actuellement.

II.5.2. Les inconvénients du pétrole

Les inconvénients du pétrole sont les suivants:



Page 39 sur 49

� La recherche d’un nouveau gisement de pétrolier est une activité de plus en plus difficile qui

est très couteux ;

� Son transport est à l’origine de nombreux polluants, en particulier des «marées noires» ;

� Comme pour le charbon, sa combustion produit du dioxyde de carbone, qui libéré dans

l’atmosphère, participe à l’accroissement de l’effet de serre.

II.5.3. Impact de l’utilisation des carburants

Les carburants pour véhicules qui constituent l'un des principaux produits issus du pétrole

émettent de nombreux polluants atmosphériques. Ces polluants comprennent, notamment:

� Des composés organiques volatils (tels que les Benzènes et le Toluène, dont certains sont

toxiques) ;

� Des oxydes d'Azote qui entraînent les pluies acides et ozone troposphérique.

II.5.4. Les principaux composants de la pollution atmosphérique urbaine

� Du dioxyde de Soufre, une des causes essentielles des pluies acides, des particules pouvant

entraîner des affections respiratoires ;

� Extrait de l'essence ;

� Du plomb ;

� De fines particules provenant de la combustion du gasoil ;

� Le dioxyde de carbone qui est le principal gaz à effet de serre résultant à la fois de

l’utilisation des gaz et carburants pour le transport, la production de l’électricité, le

chauffage,…

II.5.5. Impacts sur la nature

II.5.5.1. Pollution de l’air

Plusieurs étapes de l’exploitation pétrolière libèrent matériaux toxiques dans l’air et/ou à

effet de serre. Par exemple, le raffinage rejette des oxydes de soufre, des oxydes d’azote, des

composés organiques volatiles, du monoxyde de carbone, du benzène et d’autres gaz à effet de

serre. Bien entendu, le transport joue aussi un rôle important dans cette pollution.

II.5.5.2. Pollution des sols

Lors qu’une multinationale décide de lancer une production, elle construit un ou plusieurs fosses

(ou «piscines») dans la nature où elle va rejeter des monticules de produits toxiques pour les



Page 40 sur 49

hommes et la Nature. Une fois la production terminée, elle laisse les déchets et part creuser ailleurs.

Les matières laissées pénètrent dans les sols et les polluent avant d’arriver aux nappes phréatiques.

II.5.5.3. Pollution de l’eau

Comme dit précédemment, l’extraction des sables bitumeux nécessite beaucoup d’eau et

l’utilisation de solvants que l’on rejette dans des fosses. Ces déchets descendent jusqu’aux nappes

phréatiques. Bien en tendu, les animaux et les hommes utilisent l’eau pour boire et manger

(poissons).

Les dégazages illégaux, c’est-à-dire l’action de nettoyer les soutes des pétroliers vides pour

éviter les explosions soient la première pollution des eaux. En général, les bateaux (souvent

pétroliers) pratiquent ceci en mer pour éviter de payer les frais de nettoyage (0.15€ par m3). Ce sont

des rejets continus plus dévastateurs que les marées noires occasionnelles.

II.5.6. Impacts humains

Les conséquences sur la santé sont importantes:

� Cancers (air et eau) ;

� Attaques cardiaques (air et eau) ;

� Troubles du système nerveux (benzène) ;

� Troubles de la vue ;

� Anémies (benzène) ;

� Leucémies (benzène) ;

� Problèmes chez le fœtus (benzène) ;

� Maladies provoquées par l’arsenic, le plomb et le mercure ;

� Problèmes respiratoires, asthme (air).

II.5.7. Les Catastrophes

Parmi les risques liés à l’industrie pétrolière, on peut citer :

� Explosion de gaz ;

� Incendie d’hydrocarbures ;

� Accident d’un camion citerne ;

� Marées noires ;

� Dégazages illégaux ;

� Fuites voire rupture d’oléoducs.



Page 41 sur 49

CHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE ICHAPITRE IIIIIIIII : : : :

SCHÉMAS DE FABRICATION PÉTROCHIMIQUES.



Page 42 sur 49

III. Schémas de fabrication pétrochimiques

La pétrochimie est la science qui s'intéresse à l'utilisation des composés chimiques de base

issus du pétrole pour fabriquer d'autres composés synthétiques qui peuvent exister ou non dans la

nature ; dans le dernier cas, ces composés sont dits artificiels. Ces fabrications sont, en général,

basées sur des réactions chimiques.

Par exemple, la coupe naphta issue de la distillation atmosphérique, peut servir de charge à

une unité de vapocraquage (ou craquage à la vapeur). Ce naphta peut être craqué dans un

vapocraqueur, et donne des produits susceptibles d'être transformés en matières plastiques et

d'autres produits cosmétiques et pharmaceutiques. C'est ainsi qu'à partir du pétrole on peut fabriquer

des matières plastiques de toutes sortes employées ensuite comme matières premières dans les

secteurs de la construction et dans l'industrie électrique, électronique, le textile, l'aéronautique et

autres.

Les oléfines et les aromatiques sont des matières premières qu'on appelle des grands

intermédiaires servant dans l'industrie des plastiques, pharmaceutique, cosmétique, électronique,

aéronautique et du textile.

III.1. Diversité des produits de l’industrie pétrochimique

L’industrie pétrochimique présente une plus grande diversité de produits. A cette effet, voici

quelques produits de synthèse les plus utilisés:

- Le polyéthylène: sert à la fabrication de nombreux objets tels que bassine, flacons, seaux etc...

- Le polystyrène: pour l'isolation, l'emballage.

- Les polyamides : tels que le nylon qui est le premier textile synthétique. Il doit sa popularité à sa

résistance égale à celle de l'acier (50 000 plis avant rupture), à sa grande élasticité et à ses propriétés

hydrophobes (qui repoussent l'eau).

- Les polyacryliques : où l'orlon (ou crylon en France) sert au tissage de tricots et vêtements contre

le froid. C’est un tissu chaud, laineux et gonflant.

- Les polyvinyliques : eux, sont des fibres ininflammables, isolantes. Ils servent à la fabrication de

tissus d'ameublement (ex : le PVC).

- Les polysters : qui englobent principalement le tergal. C'est un tissu infroissable, indéformable et

irrétrécissable. Ils servent beaucoup aux tissus d'habillement.



Page 43 sur 49

- Les détergents : les détergents synthétiques sont aussi une grande invention de la

pétrochimie. Ces détergents permettent de remplacer les produits de nettoyages classiques tels que

les savons, l'eau de javel et les acides. Leur pouvoir mouillant permet de renforcer l'action

humidifiant de l'eau qui permet d'optimiser le nettoyage. D'autre part, les détergents synthétiques

conservent leurs mêmes propriétés alors que le savon, en eau calcaire, forment des produits

insolubles. Ces détergents sont utilisés pour le nettoyage de la vaisselle, des murs, des vitres, la

lessive etc...

- Les fibres synthétiques.

- Les plastifiants.

- Les élastomères.

- Les adhésifs.

- Le Nylon.

- Les médicaments.

- Les cosmétiques.

- Les engrais.

III.2. Principales voies de fabrication en pétrochimie

Généralement, la pétrochimie est basée principalement sur deux types de procédés :

III.2.1. Le craquage à la vapeur (Vapocraquage)

Avec ce type de procédés, on obtient des oléfines. Par définition, les oléfines sont des

carbures non saturés ou insaturés, c'est à dire qu'elles présentent une seule double liaison entre deux

atomes de carbone. Le vapocraquage est donc un procédé pétrochimique par lequel des

hydrocarbures saturés sont cassés en molécules plus petites et souvent insaturées. C'est donc la

source principale de production d'alcènes (éthylène, propylène etc...) qui sont de grands

intermédiaires pour la fabrication d'une gamme de produits. Les produits de départ sont souvent du

naphta (liquide transparent issu de la distillation du pétrole) mais peut également être de l'éthane

(hydrocarbure de la famille des alcanes de formule brut C2H6). Ils sont mélangés dans de la vapeur

d'eau et sont amenés à environ 800°C car ils passent dans des tuyaux chauffés par des fours,

pendant un temps inférieur à une seconde. Puis, ces produits de la réaction sont refroidis

brutalement afin d'obtenir le mélange d'alcènes recherchés.

Par exemple, on va pouvoir observer grâce aux schémas suivants tous les dérivés de

l'éthylène et du propylène obtenus par vapocraquage:



Page 44 sur 49

III.2.2. Les procédés d'extraction

Dans ce type, on extrait des aromatiques. Généralement, les hydrocarbures aromatiques

donnent des solvants, des gommes, des résines et des produits entrant dans la fabrication du



Page 45 sur 49

caoutchouc synthétique mais aussi des plastiques, des fibres de polyester, des peintures et des

vernis.

En général, on fait appel pour l'extraction à un solvant, le diméthylsulfoxyde ajouté à un

certain pourcentage d'eau. Puis, La réextraction des aromatiques de leur association avec ce solvant

est ensuite obtenue par le butane, qui est non aromatique, et qui se sépare aisément des aromatiques

par distillation. Ces deux extractions des aromatiques sont amenées dans des colonnes pleines de

liquide, appelées extracteurs, qui sont munies d'un arbre rotatif portant des turbines d'agitation.

C'est ainsi qu'on isole le benzène.

Extraction et réextraction des aromatiques sont conduites dans des colonnes pleines de

liquide, appelées extracteurs, munies d'un arbre rotatif portant des turbines d'agitation. C'est ainsi

qu'on isole le benzène, le toluène et les xylènes.

Tous les aromatiques, une fois extraits et purifiés, servent de matières premières pour

d'autres réactions d'hydrogénation ou d'oxydation afin de conduire à des plastifiants, des solvants,

des fibres, des insecticides et bien d'autres produits. On peut voir ci-après les différents schémas de

transformations du benzène, du cumène, du toluène et des xylènes. Les transformations du benzène

peuvent conduire à des produits selon le schéma ci-dessous :

Introduction au Raffinage et à la Pétrochimie

Enseignant : Dr. Nadjib CHAFAI

III.3. Exemples de procédés

III.3.1. Fabrication Industrielle du PVC

III.3.1.1. Définition du PVC (poly chlorure de vinyle)

Le PVC, est un matériau de plastique fabriqué à base de sel et de dérivés du pétrole. Comme

le principal composant est le chlore, la fabrication d'une certaine quantité de PVC nécessite moins

de pétrole que plusieurs autres polymères.

Le PVC est un matériau thermoplastique : il est de nature à être fondu lors d'un chauffage à

une certaine température et qui durci ensuite après refroidissement.

Structure du poly(chlorure de vinyle)

Il a été découvert en 1835 par un physicien français, Victor Regnault.

été déposé en 1914 par l'allemand Friedrich Klatte et la production industrielle du PVC a débuté en

1935.

Le PVC est préparé à partir de deux matières premières : à 57 % de sel de mer (NaCl) et à

43 % de pétrole ; c'est la seule matièr

d'origine minérale.

Schéma de fabrication de la résine PVC

III.3.1.2. Caractéristiques du PVC

- Solidité : résistance mécanique et légèreté

- Durée de vie : plus de 30 ans pour les fenêtres, e

- Facilité d’entretien : éponge ou serpillière

- Résistance au feu : retardateur de flamme

- Isolation : thermique, phonique, électrique

- Économie : excellent rapport qualité/prix

- Créativité : illimitée ;

Introduction au Raffinage et à la Pétrochimie 2ème Année Licence Génie des

: Dr. Nadjib CHAFAI

Page 46 sur 49

III.3. Exemples de procédés

III.3.1. Fabrication Industrielle du PVC

(poly chlorure de vinyle)



de pétrole que plusieurs autres polymères.

iau thermoplastique : il est de nature à être fondu lors d'un chauffage à

une certaine température et qui durci ensuite après refroidissement.

Structure du poly(chlorure de vinyle)

Il a été découvert en 1835 par un physicien français, Victor Regnault.


est préparé à partir de deux matières premières : à 57 % de sel de mer (NaCl) et à

43 % de pétrole ; c'est la seule matière plastique constituée par plus de 50 % de matière première

Schéma de fabrication de la résine PVC

III.3.1.2. Caractéristiques du PVC

Solidité : résistance mécanique et légèreté ;

Durée de vie : plus de 30 ans pour les fenêtres, et plus de 60 pour les canalisations

Facilité d’entretien : éponge ou serpillière ;

Résistance au feu : retardateur de flamme ;

solation : thermique, phonique, électrique ;

Économie : excellent rapport qualité/prix ;

Année Licence Génie des Procédés

2019/2020



iau thermoplastique : il est de nature à être fondu lors d'un chauffage à

Il a été découvert en 1835 par un physicien français, Victor Regnault. Le premier brevet a


est préparé à partir de deux matières premières : à 57 % de sel de mer (NaCl) et à

e plastique constituée par plus de 50 % de matière première

t plus de 60 pour les canalisations ;



Page 47 sur 49

- Recyclabilité: à 100% ;

- Hygiène : haute qualité sanitaire.

III.3.1.3. Les types de PVC

Dans l'industrie, il existe quatre types de PVC :

• Le PVC rigide, principalement utilisé dans le bâtiment pour la confection des canalisations

ou des fenêtres ;

• Le PVC expansé, plus connu sous le nom Forex, principalement utilisé pour la fabrication

d'enseignes ;

• Le PVC souple qui sert à fabriquer certains revêtements de sol ;

• Les films de PVC comme le film étirable ou les films adhésifs utilisés dans le marquage

publicitaire.

III.3.1.4. Les techniques de transformation en produits finis

Après l’ajout des additifs, le PVC peut se présenter sous différentes formes ; granulés,

poudre ou pâte liquide.

• L’extrusion : les compounds sous forme de granulés ou de poudre passent dans un fourreau

chauffé qui produit en continu des tubes, des profilés (fenêtres, fermetures, lambris

électriques…) ou des plaques de bardage qu’il faut couper.

• L’extrusion soufflage : de l’air est soufflé dans un moule pour plaquer la matière contre les

parois. Ce procédé permet de fabriquer des corps creux, des bidons, des flacons, des films

pour serres…

• L’injection : les granulés sont fondus, puis malaxés et poussés par une vis dans un moule.

On obtient ainsi des raccords, des tiroirs, des boîtiers et des interrupteurs électriques…

• Le calandrage : passant entre des rouleaux chauffants, la matière est étirée pour obtenir des

revêtements de sols et de murs, des nappes, des emballages, des films d’étanchéité…

• Le thermoformage : des plaques ou feuilles de PVC sont chauffées et appliquées sur un

moule. On obtient alors des panneaux pour mobilier de cuisine, des plateaux, des casques…

• L’enduction : on verse une pâte de PVC liquide appelée Plastisol sur un support, ce qui

permet de produire des tissus enduits pour la maroquinerie, des revêtements de sols et de

murs…

• La fluidisation : les poudres de PVC sont mises en œuvre par trempage en lit fluidisé. On

en recouvre par exemple les grillages et les tubes métalliques.



Page 48 sur 49

III.3.1.5. Principales applications

� Construction: tuyaux, profilés (portes et fenêtres), câbles, revêtements de sol, enduits de

toiture, canalisations;

� Emballage: produits alimentaires, pharmaceutiques et cosmétiques;

� Bien de consommation courante : chaussures, cartes de crédits, vêtements, jouets;

� Secteur automobile: chaque voiture contient environ 10 à 16kg de PVC (revêtement des

pièces, des tableaux de bord, les panneaux des portes);

� Secteur médical: poches de sang, cathéters, petits tubes et tuyaux, gants chirurgicaux,

masques d’inhalations, emballages stériles.

III.3.1.5. Schéma d'une installation de fabrication de polychlorure de vinyle



Page 49 sur 49

Références:

[1] Jean-Pierre Wauquier, Pierre Leprince, Pierre Trambouze, Jean-Pierre Favennec. Le raffinage

du pétrole. 5 Tomes, Technip, 1998.

[2] Jean-Pierre Favennec, Nadine Bret-Rouzaut. Recherche et production du pétrole et du gaz. 2ème

édition, Technip, 2010.

[3] Pierre Wuithier. Le Pétrole : raffinage et génie chimique. Tomes 1 et 2, Technip, 1987.

[5] https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique

[6] Mohamed Fahim, Taher Al-Sahhaf, Amal Elkilani. Fundamentals of Petroleum Refining. 1st

Edition, Elsevier, 2010.

[7] James G. Speight. The Chemistry and Technology of Petroleum. 4th Edition, Taylor and

Francis Group, LLC, 2007.

[8] D. S. J. Jones, P. R. Pufado. Handbook Of Petroleum Processing. Springer, Berlin, 2005.

[9] J. H. Gary, G. E. Handwerk. Petroleum Refining Technology and Economics. 4th Edition,

Marcel Dekker, New York, 2001.

Documents

POLYCOPIÉ DE POLYCOPIÉ DE COURSCOURSCOURS ... · et les caractéristiques des pétroles, l’exploration pétrolière, les techniques d’exploitation (Le forage)...etc. Le second