Thème: Influence de la température sur le fonctionnement ... LEMYA-DJELLALI- LILIA.pdf · Tout d’abord Nous Remercions le DIEU le Tout Puissant De nous Avoir donné le courage,

Université Kasdi-Merbah Ouargla

Faculté Des Sciences appliquées

Département : Génie Des Procédés

Mémoire : MASTER ACADEMIQUE

Domaine : Science technique

Filière : Génie des procédés

spécialité: Raffinage et technologie d`hydrocarbure

Présenté par : DJELLALI lemya et DJELLALI lilia

Thème:

Devant le jury :

Soulef BENABDESAlEM A/MA Presidente UKM

Ouargla Rabha GHEDAMSI B/MA Examinateur UKM

Ouargla Yasmin MOKHBI C/MA Examinateur UKM

Ouargla Hidaya IZZA D/MA Encadreur UKM

Ouargla

Influence de la température sur le

fonctionnement du dessaleur

Année Universitaire: 2015 / 2016

Tout d’abord Nous Remercions le DIEU le Tout Puissant De nous Avoir donné le courage, la santé et la

volonté durant toute la Formation.

A l’issue de ce mémoire, il nous est agréable de témoigner notre grande reconnaissance et notre profonde gratitude à

notre encadreur :

« HIDAYA IZZA » de nous avoir aidé, encadré et orienté par ses conseils pertinents pour élaborer le

présent mémoire avec succès.

Nous remercions les membres du jury d’avoir accepté de juger notre modeste travail, Soulef

BENABDESAlEM, Rabha GHEDAMSI, Yasmin MOKHBI

Nous aurons le grand honneur et l’immense plaisir de transmettre nos chaleureux remerciements pour les enseignants

de l’université d’Ouargla.

Je dédié ce modeste travail:

A ceux qui ont Consacré toute leur vie pour la réussite

De leur enfant, mes chers parents.

A mes chères frères et sœurs.

A mon fiancé:

Ilyas

A tous mes amis.

A tous ceux qui me sont chères.

Lilia

Je dédié ce modeste travail:

A ceux qui ont Consacré toute leur vie pour la réussite

De leur enfant, mes chers parents.

A mes chères frères et sœurs.

Et toute ma famille.

A tous mes amis.

A tous ceux qui me sont chères.

Lemya

Liste de figure

Liste de tableaux

Nomenclatures

Abréviation

Introduction générale…………………………………………………………………………1

CHAPITRE I:THEORIE SUR LE DESSALAGE DU PETROLE BRUT

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

I.2- Nature des sels ..................................................................................................................... 2

I.2.1- Inconvénients des sels ................................................................................................... 2

I.3-Objectifs du dessalage........................................................................................................... 3

I.4- Théorie sur les émulsions .................................................................................................... 3

I.4.1- Définition de l’émulsion ............................................................................................... 3

I.4.2-Principe des émulsions: .................................................................................................. 5

I.4.3- Etapes de désintégration des émulsions ........................................................................ 6

I.5- Mécanisme du dessalage électrostatique ............................................................................. 7

A. diffusion des sels : ........................................................................................................ 7

B. Coalescence : ............................................................................................................... 7

C. Décantation : ................................................................................................................ 8

I.5.1- Principe de dessalage: ................................................................................................... 8

I .5.2- paramètre de réglage du dessaleur ............................................................................... 8

A. Niveau d’interface eau/brut : ....................................................................................... 8

B. Température de dessalage : .......................................................................................... 9

C. taux d’eau de lavage .................................................................................................. 10

D. Perte de charge dans la vanne de mélange : ............................................................... 10

E. Nature et taux de désémulsifiant : .............................................................................. 10

F. Champ électrique ....................................................................................................... 11

G. Temps de séjour : ....................................................................................................... 11

I.6. -Exemple d’un dessaleur .................................................................................................... 11

I.7- Avantages et inconvénients................................................................................................ 13

I.7.1- Avantages : .................................................................................................................. 13

I.7.2- Inconvénients .............................................................................................................. 13

CHAPITRE II: PRESENTATION DU SERVICE TRAITEMENT SUD

II.1 Introduction : ...................................................................................................................... 15

II.2 Description du centre industriel sud (CIS) : ...................................................................... 15

II.3 Description de l’unité de Traitement sud : ......................................................................... 16

II.3.1 Manifolds : .................................................................................................................. 17

II.3.2 Unités de séparation : .................................................................................................. 18

II.3.2.a Séparation première étage LDBP : ...................................................................... 18

II.3.2.b Séparation deuxième étage : ................................................................................. 18

II.3.2.c. Séparation troisième étage : ................................................................................ 18

II.3.2.d Réservoirs dégazeurs ............................................................................................ 18

II.3.3 Park de stockage et pomperie d’expédition : .............................................................. 19

II.3.4 Unité de dessalage : ..................................................................................................... 19

II.4- l’unité de dessalage:.......................................................................................................... 19

II.4.1- But de l’unité: ........................................................................................................... 19

II.4.2- Description d’unité de dessalage d’UTB : ............................................................... 20

II-5. Description du dessaleur électrostatique de l’UTB ......................................................... 23

II-5-1- Tuyauterie intérieure ................................................................................................. 23

II-5-1-1 Tuyauterie d’entrée et de distribution de l’émulsion : ......................................... 23

II-5-1-2- Tuyauterie de sortie du brut dessalé : ................................................................. 23

II-5-1-3- Tuyauterie d’écoulement d’eau : ........................................................................ 23

II-5-2- Electrodes : ................................................................................................................ 23

II-5-3- Ensemble transformateur-réactance : ........................................................................ 23

II-5-4- Ensemble de l’alimentation électrique haute-tension................................................ 24

II-5-5. Instrumentation .......................................................................................................... 24

II-5-5-1.Vanne de mélange ............................................................................................... 24

II-5-5-2.Régulateur de niveau ........................................................................................... 24

II-5-5-3- Vanne automatiques de l’eau d’écoulement....................................................... 24

II-5-6- Accessoires et équipements de protection ................................................................. 24

CAPITRE III: PARTI EXPRIMENTALE

III-1: problematique…………………………………………………………………………..27

III-2: variables du process…………………………………………………………………….27

III-3: détermination de la teneur en eau du brut a lèntrée du dessaleur ………………………………..28

III. 3. 2 Bilan matière : ......................................................................................................... 29

III.4- Emplacement d’un échangeur ........................................................................................ 38

III.5Calcul d’un échangeur à chaleur ....................................................................................... 39

III.5.1 Spécification techniques de l’appareil ....................................................................... 40

III.5.2- Bilan thermique : ...................................................................................................... 40

III.5.3-calcul de ladifférence de température logarithmique moyenne (DTLM): ................. 41

III.5.4- choix des diamètres d et D des deux tubes concentriques: ....................................... 41

III.5.5. Choix des fluides dans le tube intérieur et dans l’anneau ......................................... 42

III.5.6- calcul du coefficient global propre Up : .................................................................... 42

III.5.7-Estimation des résistances de salissement: ................................................................ 47

III.5.8-Coefficient de Transfert sale Us: ............................................................................... 47

III.5.9-Surface d`échange As: .............................................................................................. 48

III.5.10-Choix de la longueur des épingles : ......................................................................... 48

III.5.11- Perte de charge : ..................................................................................................... 48

III.5.11 .1. Perte de charge cotée tube : ............................................................................ 48

III.5.11 .2. Perte de charge coté anneau : ......................................................................... 49

III.6: Caractéristique géométrique de cet échangeur: ............................................................... 50

Conclusion général……………………………………………………………………………51

Référence bibliographique …………………………………………………………………...52

Annexe

Figure I.1 Photomicrographie d'une émulsion huile-dans-eau. 04

Figure I.2 Photomicrographie de pétrole brut amplifie. 04

Figure I.3 Représentation d’une émulsion EAU / HUILE Gouttes d’eau

entourées de stabilisants naturels

05

Figure I.4 Principe de l'émulsion 06

Figure I.5 Principe de dessalage 08

Figure I.6 Influence de la température sur la viscosité 09

Figure I.7 Action d'un champ électrique 11

Figure I.8 Dessaleur électrostatique 12

Figure I.9 Schéma du principe d’un dessaleur électrostatique 12

Figure II.1 Schéma synoptique simplifie de l’unité traitement sud – partie

huile

16

Figure II.2 L’unité de dessalage. 22

Figure II.3 Schéma pour train individuel. 25

Figure II.4 Schéma pour Equipement de Dégazeur 25

Figure II.5 Schéma pour Equipement de dessaleur r. 26

Figure III.1 Schéma de bilan de matière du dessaleur. 29

Figure III.2 Variation de la salinité en fonction de la température avec le taux

d’injection à 5% et un volume de 0 l/h de désémulsifiant.

32

Figure III.3 L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection d’eau

5% ; Désémulsifiant : 0 l/h1

32


d’injection à 5% et un volume de 1 ml/h de désémulsifiant.

33


5% ; Désémulsifiant : 1(l/h)

34



35

LISTE DE FIGURE


5%, Désémulsifiant: 0 l/h.

35

Figure III.8

Variation de la salinité en fonction de la température avec le taux

d’injection à 10 % et un volume de 0,6 l/h de désémulsifiant.

36

Figure III.9

L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection

d’eau .10 % ;Désémulsifiant : 0.6 l/h.

36

Figure III.10

Variation de la salinité en fonction de la température avec le taux

D’injection à 10 % et un volume de 0 l/h de désémulsifiant.

37

Figure III.11

L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection d’eau

10 % ; Désémulsifiant 0 l/h.

38

Figure III.12 Installation d’échangeur de réglage de la température du dessaleur

de brut salé.

39

Figure III.13 échangeur double tube 39

Figure III.14 échangeur à contre-courant 41

Figure III.15 section annulaire d’un échangeur double –tube 44

Tableau I.1 Variation de la température de dessalage en fonction du brut, à critère

de décantation constante

10

Tableau II.1 Capacité actuelle de production unités satellites CIS (Débit actuel) 16

Tableau II.2 Donné de design de la capacité de séparation de l’unité de traitement

de brut CIS

18

Tableau III.1 Les paramètres actuels du pétrole brut. 28

Tableau III.2 Variation de lèfficacité en fonction de la température avec taux

dìnjection dèau=5% et désémulsifiant=0 l/h

32



33



34


dìnjection dèau=10% et désémulsifiant=0,6 l/h

36



37

Tableau III.7 Spécification techniques de l’appareil 40

Tableau III.8 Les valeurs choisies sont reportées 41

LISTE DE TABLEUX

Symbol Désignation Unité

F La force dàttraction N

K Facteur /

G Gradient de tension /

D Distance entre les centres des gouttelettes M

R Rayon de la gouttelette M

Vd Vitesse de décantation m/s

ρ1 Masse volumique de la phase dispersée (eau) kg/m3

ρ2 Masse volumique de la phase continue (brut) kg/m3

Viscosité dynamique de la phase continue (brut) Cst

g Acceleration de la pesanteur m/s2

Ts Temps de séjour Sec

V Volume de la capacité m3

Q Débit de la charge volumique m3/h

Qb Quantité de brut à dessaler m3/h

Qd Quantité de brut dessalé m3/h

Qw Quantité d’eau de lavage m3/h

Q’w Quantité d’eau de purge m3/h

Se Teneur en sel de brut a d’entrée du dessaleur mg/l

Ss Teneur en sel de brut a d’sorte du dessaleur mg/l

Y Teneur en eau dans le brut à l’entrée de dessaleur %

X Taux de lavage %

Z Teneur en eau dans le brut à la sortie de dessaleur %

A Teneur en sel théorique optimale du brut à la sortie du dessaleur mg/l

Qwext Quantité d’eau dans le brut dessalé m3/h

E Efficacité de dessaleur %

Ed Efficacité de dessalage %

M. M’ Débit massique Kg/h

T, t Température 0C

Ρ La masse volumique Kg/m3

D Densite /

H,H` l’enthalpie Kcal/kg

Q La quantité de chaleure Kcal/h

DTLM Différence de température moyenne logarithmique 0C

di Diamètre intérieur des tubes M

do Diamètre extérieur des tubes M

de Diamètre équivalent de l’anneau M

Δtch à lèxtrémité chaude 0C

Δtfr à lèxtrémité froide 0C

Di Diamètre intérieur de l’anneau M

Do Diamètre extérieur de l’anneau M

R Rapporte /

C, C` Chaleur spécifique Kcal/Kg.°C

µ, μ` Viscosité Kg/h.0C

l Longueur de tube m

F Facteur de friction /

at La section de tubes m2

aa La section d’anneau m2

As Surface d’échange m²

n Number dèpingles /

Δp Parte de charge Kg/cm2

Us Coefficient de transfert sale Kcal/h.m2.0C

Ret Nombre de Reynolds de tube /

Rea Nombre de Reynolds d’anneau /

Jh, Jh’ Fonction de transfert /

Tc, tc Températures caloriques °C

tt Températures du tube °C

Kc Facteur /

Fc Facteur /

Φt, Φa Flux de chaleur /

hi0 Coefficient de film de tube Kcal/h.m2.°C

h0 Coefficient de film d’anneau Kcal/h.m2.°C

Up Coefficient de transfert propre Kcal/h.m2.°C

Ap La Surface propre m2

Rs La résistance de salissement h.m2.°C/kcal

as Surface d’échange par épingles m2

λ, λ’ Conductivités thermique Kcal/h.m.°C

Abréviation

BSW: basic sediment and water

CIS: centre industriel sud

HMD: Hassi Messaoud

GPL : gaz parfait lubrifiant

LDHP : ligne directe haut pression

LDBP : ligne directe base pression

LDMP : ligne directe moyanne pression

RS : réservoir stockage

RD : réservoir dégazage

HEH: houde-el-Hamra

API: American Petroleum Institute

10

INTRODUCTION

GENERALE

Introduction générale

1

La demande mondiale en énergie augmente d’année en année surtout sous l’effet de

l’accroissance économique et démographique. Ce qui a entrainé le monde à être presque

complètement dépendant de la première source d’énergie qui est le pétrole. Le pétrole

demeure la principale matière première, dominante tout l’industrie notamment la pétrochimie,

le transport, l’industrie pharmaceutique, les cosmétiques, matières plastiques et les peintures.

Le pétrole brut doit subir des procédés de traitement convenable capable de fournir un

pétrole qui répond aux normes exigées, et de diminuer leur répercussion sur les installations

pétrolières. Le pétrole brut contient en plus des hydrocarbures, quelques traces d’eau, sous

forme d’émulsion et une certaine quantité des sels, comme les chlorures de sodium et de

magnésium, accompagnés des traces de sulfate, de silice et d’oxyde de fer.

La présence de l’eau émulsifiée dans le pétrole diminue sa qualité ainsi il peut

provoquer la corrosion des équipements. Pour ces raisons, la chaine de traitement du brut

comporte le dessalage qui conditionne la bonne marche des équipements en aval.

Il existe trois méthodes pour le dessalage : mécaniques qui se basent sur la différence

entre les densités des phases à séparer, chimiques qui consistent à utiliser des composés

chimiques pour casser les émulsions et enfin électriques qui sont les plus utilisées.

L’unité de traitement de brut sud à Hassi Messaoud (UTB) possède un dessaleur

électrostatique qui est considéré comme le meilleur moyen du dessalage du brut. Il consiste à

éliminer les sels d’une manière très efficace par l’utilisation de l’électricité, l’eau de lavage et

du désémulsifiant. Donc l’objectif de Notre étude consiste à étudier l’influence de la

température d’entrée du brut sur le fonctionnement du dessalage afin de réduire sa salinité à

une valeur inférieur à 40 mg/l et pour assurer une bonne efficacité du dessaleur.

Ce manuscrit est scindé en trois chapitres :

Chapitre I présente une étude théorique sur le dessalage du pétrole brut.

Chapitre II décrit une présentation du service traitement sud.

Chapitre III représente une étude sur l’effet des différents variables du dessalage et le

dimensionnement d’un échangeur.

2

CHAPITRE I:

Théorie sur le dessalage du

pétrole brut

Théorie sur le dessalage du pétrole brut

2

I.1- Introduction:

Le pétrole brut contient souvent de l’eau, des sels, des solides en suspension et des

traces des métaux solubles dans l’eau. La salinité de ce dernier est limité à 40 mg/l pour cette

raison des techniques avancés et des recherches continus sur le brut pour éliminer les sels

et l’eau contenus dans le brut, dont le but de sauver les installations de traitement et de

raffinage, et d’améliorer le prix de vente du baril. En effet, la première étape du

raffinage consiste à éliminer ces contaminants par le dessalage (déshydratation) pour

réduire la corrosion, le colmatage et l’encrassement des installations [1].

Le dessalage du pétrole est une opération essentielle, car elle conditionne la bonne

marche des traitements en aval.

Il consiste à éliminer au maximum la phase aqueuse par un traitement convenable, et à

dissoudre les cristaux de sels dans une eau d’apport puis à séparer cette eau.

Le rôle de l'unité de dessalage est d'éliminer par lavage à l'eau les sels minéraux

présents dans les pétroles bruts. Ces sels sont en effet susceptibles de provoquer des

corrosions et désencrassements dans les unités de traitement de bruts. La séparation du brut

dessalé / eau s’effectue dans un gros ballon décanteur horizontal [1].

I.2- Nature des sels:

Dans les bruts salés, les sels pris en considération sont essentiellement des chlorures

dont la répartition est approximativement :

MgCl2 (chlorure de magnésium) = 20%,

CaCl2 (chlorure de calcium) = 10%,

NaCl (chlorure de sodium) = 70%.

Ces sels se présentent soit sous forme de cristaux, soit ionisés dans l’eau présentée dans le

brut. [3]

I.2.1- Inconvénients des sels

Les sels présentent des inconvénients au niveau des unités de traitement du brut

(stabilisation, topping), qui sont :

- La diminution de la capacité de production suite à la réduction de la section de passage

(L’encrassement).


3

- La diminution du coefficient de transfert de chaleur dans les échangeurs causée par la

mauvaise de conductivité des dépôts de sels.

- La perforation et la rupture des tubes des fours et des échangeurs (corrosion) [6].

I.3-Objectifs du dessalage:

Les raisons qui imposent le dessalage sont de trois ordres :

- Dans certaines conditions, les sels cristallisent en plaques dans les tubings, dans les

conduites et dans les installations de traitement. Ces dépôts freinent la production.

- La présence de sels favorise les corrosions électriques et chimiques.

- Par contrat avec les raffineurs, les exploitants sont tenus de livrer des bruts de salinité

Inférieure à ≈ 40mg de chlorures par litre.

Donc l’objectif sera d’éliminer:

- l’eau « déshydratation »

- Le sel « dessalage »

Pour satisfaire aux spécifications commerciales il faut que:

- Salinité < 40 mg/l

- Limiter le transport de l’eau dans les pipes (pertes de charge, corrosion) [5].

I.4- Théorie sur les émulsions :

I.4.1- Définition de l’émulsion

Une émulsion est définie comme un mélange de deux liquides immiscibles dont l’un

est dispersé sous forme de fines gouttelettes, dans l’autre, le liquide enveloppant constitue la

phase continue ou externe, le liquide dispersé constitue la phase interne, nous appellerons par

émulsion stable, une émulsion qui ne peut pas être rompue sans avoir recours à certaines

formes de traitement [1].

Dans le cas d'une huile brute ou d'une émulsion ordinaire, il s'agit d'une dispersion de

gouttelettes d'eau dans l'huile, la figure I.2). Représente une photomicrographie d'une


4

émulsion huile-dans-eau. Normale, ou régulière, des émulsions d'huile-terrain consistent en

une phase huileuse continue ou externe et une eau dispersée ou de la phase interne [1].

Figure I.1 : Photomicrographie d'une émulsion huile-dans-eau.

Figure I.2 : Photomicrographie de pétrole brut amplifie.


5

I.4.2-Principe des émulsions

Figure I.3: Représentation d’une émulsion eau / huile, Gouttes d’eau entourées de

stabilisants naturels.


6

I.4.3-Etapes de désintégration des émulsions

Deux forces s'opposent: les tensions inter faciales des

deux liquides qui tendent à faire s'homogénéiser chaque

phase, et la résistance du film inter facial qui s'oppose à

cette fusion dans la phase dispersée.

Réduire une émulsion se ramène donc à briser le film

sinter faciaux par une action chimique ou électrique.

Ainsi les gouttes dispersées peuvent fusionner.

On dispose pour cela de moyens chimiques,

Électriques et mécaniques.

Une fois que les gouttes d’eau se sont rapprochées,

Sont fusionnés et la séparation par gravité peut

effectuer.

Figure I.4: Principe de l'émulsion.


7

I.5- Mécanisme du dessalage électrostatique:

Pour éliminer toutes les impuretés que nous venons d’évoquer, on lave le brut à l’eau

et on sépare l’eau de lavage par dessalage électrostatique.

Le dessalage du brut comporte trois étapes successives [3] :

• La diffusion des sels du brut dans l’eau (lavage) ;

• La coalescence des gouttelettes d’eau (par électro-coalescence) ;

• La décantation (par gravité).

A. diffusion des sels

Il s’agit de faire passer dans l’eau les cristaux de sels contenus dans le brut. L’objectif

étant d’atteindre tous les cristaux de sels ; il faut que l’émulsion eau-brut soit assez fine

(figure I.4).

Le mélange eau-brut s’effectue normalement à travers une vanne de mélange placée à

l’entrée du dessaleur [3].

Pour améliorer la diffusion des cristaux de sels dans l’eau, on injecte souvent l’eau par

partie à la vanne de mélange, par partie au refoulement de la pompe de charge.

B. Coalescence

L’émulsion eau-brut, mélange intime de deux liquides non miscibles, est constituée par

une phase continue (le brut) et une phase dispersée (l’eau sous forme de gouttelettes dont les

dimensions varient de 1 à 10 µm). Asphaltées et solides finement divisés (sulfure de fer, par

exemple) sont adsorbés à l’interface eau-huile, formant un film visible au microscope. Ces

agents stabilisent l’émulsion [3].

La difficulté de la coalescence est donc liée étroitement à la teneur en asphaltes des bruts

traités d’une part, et à la présence de salissures ou de sédiments d’autre part.

La coalescence est provoquée par un champ électrostatique. Elle s’effectue par le biais des

forces d’attraction des gouttelettes entre elles, dues à la polarité des molécules d’eau (qui

tendent à s’orienter) et de l’agitation criée par le champ électrique [3].

La force d’attraction F de gouttelettes alignées, d’égale dimension, est égale à [3] :

(

)

(I.1)


8

Noter que r et r/d sont des variables indépendantes.

En outre, des agents désémulsifiant sont utilisés pour compléter l’action du champ électrique.

C. Décantation

La décantation est régie par la loi de stokes [3]:

,

( )

- (I.2)

Nous pouvons donc résumer l’opération de dessalage par le schéma dans la figure (I.4) :

I.5.1- Principe de dessalage

Figure I.5: Principe de dessalage

I .5.2- paramètre de réglage du dessaleur

A. Niveau d’interface eau/brut

Le niveau d’eau décantée représente en fait une électrode au potentiel zéro du champ

primaire défini avec l’électrode la plus basse de l’installation. Toute variation significative du

niveau d’eau modifie le champ primaire et perturbe la coalescence électrique. Il y a donc

intérêt à maintenir ce niveau constant, selon les recommandations du constructeur [3].


9

B. Température de dessalage

La température de la charge du brut est très importante pour le fonctionnement efficace du

dessaleur, la température varie entre 30 °C et 50 °C. Une température plus basse que celle

spécifier réduire l’efficacité de dessalage à cause de l’augmentation de la viscosité et par

conséquence une difficulté de séparation de l’eau. Des températures plus élevés aussi peuvent

réduire l’efficacité de dessalage à cause de plus grande conductivité électrique de pétrole brut

[3].

Elle intervient aussi à la vitesse de coalescence par l’intermédiaire de la viscosité qui est très

sensible à ce paramètre [3].

Figure I.6: Influence de la température sur la viscosité.

Une température trop basse augmente la viscosité et gène la décantation.

Une température trop haute rend le brut trop conducteur, ce qui diminue l’efficacité du

champ électrique


10

Tableau (I.1): variation de la température de dessalage en fonction du brut, à critère de

décantation constant.

C. taux d’eau de lavage

La force de la coalescence électrique est en fonction du taux d’eau de lavage. Pour les

bruts lourds de densité API inférieure à 30, on cherchera à combler les lacunes apparentes de

la décantation par gravitée augmentant la coalescence électrique, c'est-à-dire en augmentant

l’eau de lavage. [3]

D. Perte de charge dans la vanne de mélange

En fait, les pertes de charge optimales sont déterminées expérimentalement et vont de

1,5 bar pour les pétroles bruts légers à moins de 0,5 bar pour les bruts visqueux. [3]

E. Nature et taux de désémulsifiant

Pour compléter l’opération de dessalage électrostatique, on a recours à l’emploi d’additifs

désémulsifiant.

Leurs formules comprennent en général deux ou trois bases. Dont les plus courantes sont des

copolymères séquencés (oxyde d’éthylène-oxyde de propylène), parfois condensés avec des

résines phénol-formol, des diacides organiques ou des groupements (éthylène diamines) [3].


11

F. Champ électrique

La force d’attraction des gouttelettes d’eau est influencée par le champ électrique.

Le rôle du champ électrique est de favoriser la collision et la coalescence des gouttelettes

d’eau salée dispersées dans le brut (chaque gouttelette, sous l’action du champ, se polarise et

par conséquent une attraction électrostatique se manifeste entre les particules).

Pour atteindre distensions critiques au-dessous des quelles on risque de déformer les

gouttelettes au point qu’elles se divisent encore plus et provoquent le déclenchement du

dessaleur [1].

Figure I.7 : action d'un champ électrique.

G. Temps de séjour

La teneur en eau résiduelle diminue lorsque le temps de séjour augmente.

En dessous d’une certaine valeur (en général de l’ordre de 10 mn), l’eau n’a pas le temps de

décanter, quelle que soit la température. Le temps de séjour joue un rôle important pour le

dessalage, il influe directement sur la coalescence et surtout sur la décantation. Il est donné

par la relation suivante : [1]

(I.3)

I.6-un dessaleur électrostatique:

Lorsque l’on parle de dessalage et donc de dessaleur, on a l’habitude de penser au

dessaleur électrostatiques situé en aval de la séparation ou du déshydrater s’il est présent sur

la chaîne de traitement [5]


12

Figure I.8 : Dessaleur électrostatique.

Il existe cependant différents types de dessalage selon la composition et le volume des fluides

qui circule dans ces ballons. Nous en parlerons plus spécialement dans le chapitre qui suit [5].

Figure I-9 : Schéma du principe d’un dessaleur électrostatique [3].


13

I.7- Avantages et inconvénients:

I.7.1- Avantages

- Très bonne efficacité.

- Compacité, temps de séjour autour de 8mn pour les plus récents.

- Marche dégradée possible.

- Réglage possible et facile.

- Limitent la consommation de produits chimiques [5].

I.7.2- Inconvénients

- Teneur en eau limitée à l’entrée (15-20% max.).

- Nécessité de deux étages si BSW élevé (déshydratation et dessalage).

- Phase gaz interdite, d’où le plus souvent nécessité d’ajouter une pompe en amont.

- coût, consommation électrique [5].

14

CHAPITRE II:

PRESENTATION DU SERVICE

TRAITEMENT SUD

Présentation du service traitement sud

15

II.1 Introduction :

Le groupe SONATRACH qui a comme mission principal la transformation et la

commercialisation des hydrocarbures, a été créé en 1963, sa tâche a été ensuite (modifiée

pour devenir recherche, transformation, production, transport et commercialisation des

hydrocarbures. Après la nationalisation, son champ d’action est devenu plus large, car elle a

pris en charge toutes les activités citées au-dessus [1].

SONATRACH était, dès 1964, la première au monde à produire du gaz naturel

liquéfié et reste, depuis, à la pointe du secteur, entreprise dynamique, elle a un véritable

moteur de l’économie algérienne, car elle est considérée comme une source vitale de revenues

fiscales et d’exportation et de création d’emplois et de formation [1].

II.2 Description du centre industriel sud (CIS) :

La mission principale de cette direction est d’exploiter le brut de production (puits et

champs satellites) jusqu’aux stations de traitement et de stockage.

Il faudra signaler, en premier lieu, que le brut, à l’état naturel, n’est pas directement

exploitable mais il doit subir certaines transformations pour le rendre utilisable. Une fois que

cette phase est achevée, il sera acheminé vers HEH pour un éventuel dispatching vers les

régions du nord (raffineries et terminaux).

Ce complexe se compose des installations suivantes :

-six (06) unités satellites,

-une unité de séparation et dessalage avec parc de stockage (UTS),

- une unité de stabilisation,

-une unité de fractionnement des condensats UFC,

-sept (07) unités de récupération des gaz et compression,

-deux (02) unités de GPL,

-une unité de valorisation des condensats UVC,

-deux raffineries,

-onze (11) unités de compression pour la réinjection réparties sur deux stations,


16

-une unité de traitement des eaux huileuses UTEH,

-une unité d’injection d’eau dans les puits,

•Une nouvelle unité d’une grande capacité pour la stabilisation et traitement du brut UTBS.

•Et le service contrôle qui son rôle principal est de faire l’analyse des produits finis pour

répondre au besoin et aux normes spécifiques de commercialisation.

II.3 Description de l’unité de Traitement sud :

L’unité de séparation traitement Sud (UTS) qu’était mis en marche en 1957, reçoit la

production des unités satellites distantes de 06 à 35 km du CIS et des différents puits par les

lignes directes au niveau de deux manifolds Sud et Nord.

Tableau II.1: Capacité actuelle de production unités satellites CIS (Débit actuel)

Unités Pétrole brut

(m3/j)

Nombre de

séparateurs

Production gaz

(stdm3/j)

Nombre de moto-

compresseurs

S1A 3 300 3 1 600 000 1

W1A 6 100 3 2 200 000 1

W2A 3 500 2 990 000 1

E2A 3 200 2 1 600 000 1

E1C 5 500 2 2 500 000 2

W1C 5 000 2 2 100 000 2

TOTAL 26 600 14 10 990 000 8

Figure II.1: Schéma synoptique simplifie de l’unité traitement sud – partie huile


17

Le brut est séparé dans plusieurs étages de séparation, il est ensuite dessalé, stabilisé puis

stocké avant d’être expédie vers le terminal de stockage Haoud-El-Hamra (HEH). Une partie

du brut stabilisé est fractionnée sur place dans l’unité Topping pour obtenir des produits finis

tels que les essences et le gas-oil qui sont stockés dans le parc de stockage des produits finis.

Les gaz issus des différents étages de séparation et après avoir été comprimés jusqu’à une

pression de 28 bars, ils sont envoyés vers le manifold gaz pour alimenter les stations de

réinjection de gaz et les unités GPL.

Les eaux huileuses récupérées aux niveaux des différentes unités du centre sont traitées

au niveau de l’unité de déshuilage ou elles se débarrassent de l’huile pour être envoyées vers

l’unité de réinjection.

Pour les condensats récupérés des différentes unités du centre, ils sont fractionnés au

niveau de l’unité de fractionnement des condensats (UFC) pour obtenir essentiellement le

GPL qui est envoyé vers stockage, les condensats stabilisés (C5+) sont envoyés vers l’unité

de valorisation des condensats et le gaz produit est envoyé soit vers les unités GPL ou les

stations de réinjections.

Le département traitement est composé essentiellement de :

II.3.1 Manifolds

Il existe deux manifolds, chaque manifold a des transversales qui sont liées avec toutes

les arrivées à l’aide des vannes manuelles, où on fait connecter les arrivées qui ont les mêmes

propriétés dans la même transversale, parmi ces propriétés : la pression (varie de 4 à 30 bars).

•Le manifold sud est le plus important, il contient 26 arrivées de brut.

•Le manifold nord contient 09 arrivées.

L’UTS est en service depuis 1959 et reçoit plusieurs effluents tri phasiques provenant de :

•des unités satellites alimentent le 2ème étage de séparation à 4 bars

•des puits LDHP, alimentent la séparation LDHP à 28 bars

•des puits LDBP, alimentent la séparation LDBP à 11 bars

•des puits LDMP, alimentent également la séparation du 2ème étage à 4 bars


18

II.3.2 section de séparation

II.3.2.a Séparation première étage LDBP

Elle est composée de quatre (04) séparateurs qui travaillent sous une pression de 11 bars.

Le brut subit une séparation Tri phasique. Le gaz sortant au sommet est envoyé vers les

stations de compression LDBP1, 2 ou 3. L’huile salée passe vers le dessaleur ou directement

vers deuxième étage de séparation par les vannes régulatrices de niveau d'huile.

II.3.2.b Séparation deuxième étage

Elle est composée de trois séries dont chacune est constituée de quatre séparateurs,

travaillant à une pression de service 04 bars. Ils sont alimentés par l’unité de dessalage, le brut

des satellites, les condensats des stations de compression et les condensats de l’UFC. Le gaz

sortant des séparateurs est dirigé vers les unités de compression 2emeétage ou 2eme étage bis,

alors que le brut est acheminé vers les séparateurs BP du troisième étage.

II.3.2.c. Séparation troisième étage

La séparation troisième étage s’effectue au niveau de cinq (05) séparateurs verticaux

travaillant à une pression de 0,120 bars. L’huile issue de cette séparation est envoyé aux

réservoirs de dégazage tandis que le gaz alimente les unités de compression 3eme étage

Le tableau II.2 : donne la capacité de séparation design de l’unité de traitement de brut CIS

[1].

II.3.2.d Réservoirs dégazeurs

C’est dans les (5) cinq réservoirs à toit fixe de dégazage RD où s’effectue la dernière

étape de séparation du gaz (4éme

étage). Le gaz sortant de chaque RD est dirigé vers torche

(faible quantité).


19

L’huile est transférée vers les réservoirs de stockage RS à toit flottant par des pompes de

transfert, l’eau purgée est envoyée vers le bassin API.

NOTE : Le remplissage et le vidange se fait au même temps.

II.3.3 Park de stockage et pomperie d’expédition

Un parc de stockage constitué de cinq (05) réservoirs à toit flottant (RS). Son rôle est de

garantir l’expédition en permanant. Et à l’aide d’un temps de résidence de 2 à 4 heures on

assure une décantation finale de l’eau dans brut.

La pomperie d’expédition du brut est composée :

•les pompes de transfert, leurs rôle est le transfert du brut dégazé des RD vers les RS.

•Les pompes de suralimentation, leurs rôle est d’augmenter la pression d’aspiration des

pompes d’expédition, elles aspirent des RS et refoulent vers l’aspiration des pompes

d’expédition.

•Les pompes d’expédition, leurs rôle est l’expédition du brut des RS vers le terminal de

stockage de Haoud–El-Hamra à une pression élevée.

•pompe de décantation (qui peut servir comme pompe de transfert) son rôle est d'évacuer les

eaux décantées des RD et RS vers bassin API.

II.3.4 section de dessalage

Dans le but de réduire la salinité, teneur en sédiments et autres impuretés dissoutes ou en

suspension dans le brut, six (06) dessaleurs (dont trois sont nouveaux) sont installés au

traitement sud, chaque deux travail en série avec pression donnée.

Avant l’entrée du brut au dessaleur on lui injecte un produit désémulsifiant par des

pompes doseuses pour faciliter la coalescence des gouttelettes d’eau.

L’eau salée ainsi récupérée est purgée vers le bassin API, et l’huile alimente le 2eme

étage de séparation, dont une partie sert comme charge à l’unité de stabilisation.

II.3.5- section de stabilisation

L‘unité de stabilisation par distillation est constituée d’une colonne avec son système de

reflux et de rebouillage et une batterie des échangeurs et des aéroréfrigérant dont le but est

baisser la tension de vapeur du brut (TVR) en éliminant les fractions les plus légères (gaz).

Cette unité est conçue pour traiter 6000 m3/j de brut en huile stabilisée.

II.4- l’unité de dessalage:

II.4.1- But de l’unité

L’installation de dessalage de pétrole brut a été construite pour réduire la teneur en sel de

l’huile brute avant son passage dans l’unité de stabilisation.


20

D’importants dépôts de sel se produisaient dans les échangeurs EA1 de la stabilisation

provoquant une réduction de débit et un dégât de corrosion.

II.4.2- Description d’unité de dessalage d’UTB [4]

L’eau de formation et l’eau de lavage (ou de dilution) et les produits chimiques sont

mélangés dans le pétrole brut en passant à travers une vanne de mélange afin de dissoudre le

sel.

L’émulsion pétrole brut/eau résultante est dirigée vers un champ électrique à haute

tension à l’intérieur d’un dessaleur. L’action du champ électrique coalesce les gouttelettes

dispersées en gouttes de plus en plus grandes jusqu’au moment où les globules d’eau auront

une masse suffisante pour tomber à travers la phase huile jusqu’au bas du dessaleur.

Après l’eau douce de dilution au taux de 3 à 5% en volume est injectée et mélangée avec

le brut à travers une vanne de mélange. (Note : une petite quantité de produit désémulsifiant

devrait être injectée dans le brut humide en circulation pour faciliter une séparation propre de

l’eau et des contaminants dans le pétrole brut).

Comme il n’y a pas de dispositions de préchauffage de pétrole brut, le taux de dilution d’eau

dépend de la température, teneur d’eau et salinité du brut entrant.

Comme il n’y a pas d’installations de préchauffage, le taux de l’eau de lavage pourrait être

deux à trois fois plus grand que le taux normal.

Après la vanne de mélange, le pétrole brut est dirigé vers le ballon de dégazage monté au-

dessus du dessaleur et ce pour enlever le gaz

L’émulsion brut/eau est introduite par gravité à partir du dégazeur et circule à travers un

collecteur de distribution d’entrée dans le bas du dessaleur et vers le haut à travers un champ

électrique. L’huile déshydratée et dessalée est refoulée à partir du haut du dessaleur à travers

un collecteur de distribution de sortie.

Si la température est inférieure à 30°C, le débit de l’eau de lavage doit être augmenté.

La teneur en eau du brut entrant devrait aussi être réduite.

L’action du champ électrique au potentiel élevé sur l’émulsion pétrole-eau consiste en des

champs sous tension entre des ensembles d’électrodes en acier et le potentiel du sol. Un


21

survolteur non surchargé est monté sur le dessaleur maintient le potentiel de l’électrode

chaude.

Au fur et à mesure que l’émulsion pétrole-eau circule du bas vers le haut à travers les grilles

sous tension, les gouttelettes d’eau forment des dipôles et deviennent alternativement

chargées à la fréquence du courant alternatif d’alimentation.

La séparation de l’eau et de l’huile par gravité, améliorée par des moyens électriques est

appelée coalescence électrique.

• Le champ sous tension tend à distordre et donc à affaiblir le film émulsifiant, en augmentant

les tensions interfaçai les entre les gouttelettes d’huile et l’eau émulsionnée.

L’eau-sels solubles et impuretés dans l’huile et les contaminants, qui peuvent être suspendus

sur l’eau, sont continuellement refoulés à l’effluent élimination eau ou un futur traitement.

Le débit de l’eau de production est contrôlé via une commande de niveau, afin qu’une

interface eau-huile soit maintenue durant le fonctionnement. Compte tenu que l’alimentation

en eau de lavage ou de dilution provient d’une source géothermique à 50°C, le préchauffage

de l’eau n’est pas requis.


22

Figure II.2 : Schéma de l’unité de dessalage.


23

II-5. Description du dessaleur électrostatique de l’UTB:

Les 3 dessaleurs (FA-204B) ; (FA-205B) et (FA-206B) du l’UTB ont les caractéristiques

principales suivantes :

-Dimensions : 3000*12000 mm

-Fond : hémisphérique

-Pression de calcul : 23 bar/vide

-Température de calcul : 10 /60 °C

-Matière : acier en carbone

II-5-1- Tuyauterie intérieure

L’unité de dessalage est équipée à l’intérieur de plusieurs ensembles de tuyauteries.

Chacune sa propre fonction dans le procédé de dessalage.

II-5-1-1- Tuyauterie d’entrée et de distribution de l’émulsion

C’est un collecteur horizontal disposé à la partie supérieure du ballon ; il est raccordé à

quatre distributeurs de l’émulsion.

II-5-1-2- Tuyauterie de sortie du brut dessalé

C’est un collecteur disposé à la partie supérieure du ballon parallèlement au collecteur

D’entrée. Ce collecteur est raccordé à la tubulure de sortie du brut dessalé.

II-5-1-3- Tuyauterie d’écoulement d’eau

Cette tuyauterie est constituée par un collecteur fixé à la partie inférieure du réservoir, la

Fonction de la tuyauterie est d’évacuer l’eau accumulée au fond du réservoir à la suite de la

Séparation de l’émulsion stable par le champ électrique.

II-5-2- Electrodes

Les électrodes constituant le cœur de l’unité de dessalage, ont été spécialement conçues

pour obtenir un rendement maximal de fonctionnement.

II-5-3- Ensemble transformateur-réactance

L’ensemble de transformateur-réactance est du type immergé dans l’huile, contenu dans

une cuve, la réactance est monté en série sur le circuit primaire.


24

II-5-4- Ensemble de l’alimentation électrique haute-tension

La sortie de haute tension du circuit secondaire de chaque ensemble transformateur-

réactance est reliée aux électrodes à l’intérieur du ballon par l’ensemble d’alimentation haute-

tension.

II-5-5. Instrumentation

Les trois instruments nécessaires au fonctionnement de dessaleur sont :

-Vanne de mélange.

-Régulateur de niveau d’interface.

-La vanne automatique de l’eau d’écoulement.

II-5-5-1.Vanne de mélange

Cette vanne a pour rôle d’améliorer le contact entre les cristaux de sels et l’eau de lavage.

La commande de cette vanne est en général pneumatique grâce à un régulateur monté sur la

vanne elle-même.

II-5-5-2.Régulateur de niveau

Ce régulateur est utilisé pour commander la vanne pneumatique de l’eau d’écoulement.

II-5-5-3- Vanne automatiques de l’eau d’écoulement

La manœuvre de la vanne est effectuée automatiquement grâce à un régulateur de

niveau interface. Pour une augmentation de niveau interface, la vanne s’ouvre ; pour une

diminution de niveau, la vanne se ferme.

II-5-6- Accessoires et équipements de protection

Le dessaleur comprend :

- Un thermomètre qui indique la température et un niveau à glace.

Equipement de protection :

- Une soupape de sécurité tarée à une pression de 23 bar.

- Une mise à la terre en cas d’excès du courant dans le transformateur.

- Interrupteur flottant au sommet du ballon


25

Figure II.3 : Schéma pour train individuel.

Figure II.4: Schéma d’équipement de dégazeur.


26

Figure II.5: Schéma d’équipement de dessaleur

27

CHAPITRE III :

PARTI EXPRIMENTALE

PARTI EXPRIMENTALE

27

III.1- Problématique :

Les unités de dessalage de Hassi Messaoud ont été fournies sans préchauffeur de brut

de l’huile, cela signifie:

La performance du process ne peut être garantie pour une huile brute ayant une

température en dessous de 30 °C

Même si 30 °C est inférieure à la température idéale de Process (40 °C)

Un taux supérieur d’eau de lavage a été utilisé pour compenser la basse température de

l’huile brute.

La température minimum d’entrée d’huile brute pour Hassi-Messaoud est estimée à

10 °C.

On peut aussi essayer d’utiliser des taux supérieurs d’injection de d’émulsifiant

chimique.

Par conséquence :

Le dessalage peut être amoindri par l’augmentation du taux d’eau de lavage.

Le système des pompes d’eau de lavage a été dimensionné pour fournir un taux de15%

III.2- Variables du Process :

Comme il n’est pas prévu de préchauffer l’huile au niveau de l’unité de dessalement du

CIS de HMD, il n’y a que 5 paramètres du process qui peuvent être changés pour régler les

performances de l’unité.

1. La tension des grilles électrostatiques;

2. Le ratio de dilution de l’eau de lavage;

3. La pression de la vanne de mélange Delta P;

4. Le taux d’injection de d’émulsifiant chimique;

5. Le niveau de l’interface du dessaleur.

PARTI EXPRIMENTALE

28

III.3 : calcul des efficacités du dessaleur et de dessalage:

-Calcul des efficacités du dessaleur et de dessalage:

L’efficacité du dessaleur et celle du dessalage sont les paramètres qui conditionnent le

Rendement optimal du dessaleur. Ces deux termes peuvent être exprimés mathématiquement

en fonction des différents paramètres intéressés dans le dessalage [2].

Tableau III-1: les paramètres actuel pétrole brut.

Grandeurs actuel

1. Pétrole brut:

. densité

. débit d’alimentation (m3/h)

.Teneur en sel entre du brut a dessalé (mg/l)

.Teneur en sel sorte du brut a dessalé (mg/l)

0.790

42

263

34

2. Dessaleur:

. pression de service (bar)

. température de service (°C)

.

21

50

III.3.1 Détermination de la teneur en eau du brut à l’entrée du dessaleur

La formule suivante relie les teneurs en sel dans le brut et la quantité d’eau à injecter [7] :

Ss (Y+X)=Se*Y

X=Y (Se -Ss) /Ss

(III.1)

Y : Teneur en eau du brut à l’entrée du dessaleur (%).

X : Quantité d’eau injectée par rapport au brut mesurée en (% vol).

Se : Teneur en sel du brut a dessalé (mg/l)

PARTI EXPRIMENTALE

29

Ss: Teneur en sel du brut dessalé (mg/l)

_Cas 1:

X=5% ; Y=0,7%

_Cas 2:

X=10% ; Y=1,42%

III. 3. 2 Bilan matière

Figure III-1: Schéma de bilan de matière du dessaleur.

Le bilan de matière de dessalage est:

Q b +Q w=Q d+ Q'w (III.2)

On a :

_Cas 1:

X=5%

Q b=42 m3/h

X= QW / Q b

QW =Q b .X= 42 × 0,05

QW =2,1 m3/h.

_Cas 2:

PARTI EXPRIMENTALE

30

X= 10%

Q b=42 m3/h

X= Q w / Q b

QW =Q b .X= 42 × 0,1

QW =4,2 m3/h

Calcul de la quantité de brut dessalé:

Quantité d'eau contenue dans le brut est 0.2% :

Q Qwext : Quantité d’eau dans le brut dessalé.

Q wext= Q b * 0,002= 42 * 0,002= 0,084 m3/h

La quantité de brut net (sans eau) :

Q d =Q b – Q Wext(III.3)

Q d=42-0,084= 41,91 m3/h

Détermination de la quantité d'eau de purge:

On a:

_Cas 1 :

X= 5%

Q 'w= (Q b +Q w)-Q d ; (III.4)

Q 'w = (42+2,1)-41,91= 2,19 m3/h

_Cas 2 :

X=10%

Q 'w= (Q b +Q w)-Q d

Q 'w = (42+4,2)-41,91= 4,29 m3/h

PARTI EXPRIMENTALE

31

-Calcul des efficacités du dessaleur et de dessalage:

L’efficacité du dessaleur et celle du dessalage sont les paramètres qui conditionnent le

( (

))

(III.5)

_Cas 1:

X=5% ; Y=0.7% ; Z=0.48%

_Cas 2 :

X=10% ; Y=1.42% ; Z=1,2%

L’efficacité du dessaleur est exprimée par la formule suivante:

(III.6)

L’efficacité de dessalage est donnée par la formule suivante:

(III.7)

PARTI EXPRIMENTALE

32

Influence de la température sur la salinité de pétrole brut et l’efficacité du dessaleur

Cas été

Tableau III.2 : variation de lèfficacité en fonction de la température avec taux dìnjection

dèau égale à 5% et désémulsifiant=0 l/h

Ture

Se Ss A E Ed

36 1026 24 89,55 0.97 1

40 824 10 72,54 0.98 1

52 960 8 84 0.99 1

Figure III-2 : Variation de la salinité en fonction de la température avec le taux

D’injection à 5% et un volume de 0 ml/h de désémulsifiant.

Figure III.3: L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection d’eau

5% ; Désémulsifiant : 0(l/h).

0

10

20

30

0 10 20 30 40 50 60

F(T)=S

f(t)=s

0,965

0,97

0,975

0,98

0,985

0,99

0,995

0 10 20 30 40 50 60

F(T)=E

F(T)=E

PARTI EXPRIMENTALE

33

Les figures III.2 et III.3 représente la variation de la salinité et l’efficacité de dessalage

respectivement, avec un taux d’injection de 5% et sans l’addition du désémulsifiant.

En été le dessalage du pétrole brut s’effectue à des températures admises. Ce qui ne nécessite

pas d’augmenter le taux d’injection d’eau.

D’après les courbes on remarque que, plus la température augmente la salinité du pétrole

diminue et par conséquence l’efficacité du dessaleur augmente.

Cas hiver

Les tableaux III.3 à III.6 représente la variation d’efficacité en fonction de la température

taux dìnjection dèau, et désémulsifiant.

tableauIII.3 : Variation de lèfficacité en fonction de la température avec taux dìnjection

dèau=5% et désémulsifiant=1 l/h

Température Se Ss A E Ed

06 102 12 11.74 0.88 0.99

11 92 14 10.90 0.84 0.96

21 90 10 10.73 0.88 1

Figure (III.4) : Variation de la salinité en fonction de la température avec le taux


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 5 10 15 20 25

F(T)=S

F(T)=S

PARTI EXPRIMENTALE

34

Figure (III.5) : L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection d’eau 5% ;

Désémulsifiant : 1l/h


respectivement, avec un taux d’injection de 5% et l’addition du désémulsifiant de 1(l/h).

En hiver le dessalage du pétrole brut s’effectue à des températures non admises. Ce qui

nécessite soit d’augmenter le taux d’injection d’eau ou d’ajouter un désémulsifiant.

Dans cette exemple l’addition du désémulsifiant a été de 1ml/h toute en maintenu le taux de

lavage de 5%.

Dont on a constaté une diminution de la salinité pour une température de brut de 21°C, avec

une efficacité de 0,88.

Tableau(III.4):variation de lèfficacité en fonction de la température avec taux


Ture

Se Ss A E Ed

15 484 38 40,75 0.92 1

18 200 44 20 0.78 0.86

20 498 40 45,09 0.91 1

0,835

0,84

0,845

0,85

0,855

0,86

0,865

0,87

0,875

0,88

0,885

0 5 10 15 20 25

F(T)=E

F(T)=E

PARTI EXPRIMENTALE

35


D’injection à 5% et un volume de 0 ml/h de désémulsifiant.

Figure (III.7) : L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection d’eau 5% ;

Désémulsifiant : 0(l/h).


respectivement, avec un taux d’injection de 5% et l’addition du désémulsifiant de 0 l/h.

Dans cet exemple le dessalage du pétrole brut s’effectue à des températures non admises,

toute en maintenu le taux de lavage de 5% et sans l’addition du désémulsifiant.

Les températures de dessalage ont été voisines. Dont on a constaté une diminution de la

salinité de 40 pour une température de brut de 20°C, avec une efficacité de 0,91.

La valeur de la salinité reste élevée comparant à des valeurs obtenues précédemment.

37

38

39

40

41

42

43

44

45

0 5 10 15 20 25

F(T)=S

0,76

0,78

0,8

0,82

0,84

0,86

0,88

0,9

0,92

0,94

0 5 10 15 20 25

F(T)=E

PARTI EXPRIMENTALE

36

tableauIII.5 : variation de lèfficacité en fonction de la température avec taux dìnjection

dèau=10% et désémulsifiant=0,6 l/h

Température Se Ss A E Ed

4 198 10 28.68 0.95 1

12 200 8 28.89 0.96 1

22 188 16 27.63 0.92 1


D’injection à 10 % et un volume de 0,6 l/h de désémulsifiant.

Figure (III.9) : L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection d’eau 10 % ;

Désémulsifiant : 0.6 (l/h).

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 5 10 15 20 25

F(T)=S

F(T)=S

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0 5 10 15 20 25

F(T)=E

F(T)=E

PARTI EXPRIMENTALE

37


respectivement, avec un taux d’injection de 10 % et l’addition du désémulsifiant de 0, 6 l/h.

le dessalage du pétrole brut s’effectue à des températures non admises, dont il été a compensé

par l’augmentation du taux de lavage de 10% et l’addition du désémulsufiant de 0,6 l/h.

Dont on a constaté une diminution de la salinité maximum de 8 pour une température de brut

de 12°C, avec une efficacité de 0,96.

tableauIII.6 : variation de lèfficacité en fonction de la température avec taux dìnjection

dèau=10% et désémulsifiant=0 l/h

Ture

Se Ss A E Ed

9 290 16 38.35 0.94 1

17 256 20 34.78 0.92 1

21 224 12 31.41 0.94 1


D’injection à 10 % et un volume de 0 l/h de désémulsifiant.

0

5

10

15

20

25

0 5 10 15 20 25

F(T)=S

PARTI EXPRIMENTALE

38

Figure (III.11) : L’efficacité en fonction de la température, Taux d’injection d’eau 10 % ;

Désémulsifiant 0 (l/h).

Les figures III.10 et III.11 représente la variation de la salinité et l’efficacité de

dessalage respectivement, avec un taux d’injection de 10 % et sans l’addition du

désémulsifiant.

le dessalage du pétrole brut s’effectue à des températures non admises , dont il été a compensé

par l’augmentation du taux de lavage de 10% et sans l’addition du désémulsufiant.

Dont on a constaté une diminution de la salinité maximum de 12 pour une température de

brut de 21°C, avec une efficacité de 0,94.

III.4- Emplacement d’un échangeur :

Afin de résoudre le problème, Il est recommandé pour l’installation future des

préchauffeurs d’huile brute. Pour minimiser le dimensionnement, des économiseurs brut/brut

sont recommandés.

Le schéma ci-après représente l’emplacement d’un échangeur proposé.

0,915

0,92

0,925

0,93

0,935

0,94

0,945

0 5 10 15 20 25

F(T)=E

PARTI EXPRIMENTALE

39

Figure III.12 : installation d’un échangeur de réglage de la température d’entrée du

brut salé.

III.5-Calcul d’un échangeur à chaleur :

Pour le dimensionnement d’un échangeur on a opté pour le choix d’un échangeur à

double tube.

Cet échangeur est constitué par des éléments rectilignes de deux tubes concentriques,

raccordés à chaque extrémité par des coudes comme la montre la figure III.13. L’utilisation

de ces appareils est restreinte et limitée aux produits sales, très chauds et de faible débit.

Figure III.13 : Echangeur double tube

PARTI EXPRIMENTALE

40

III.5.1 Spécification techniques de l’appareil

La solution proposée est chauffé le brut salé à 50°C , à travers d’une circulation d’un

fluide chaud (brut stabilisé) provenant de l’unité de stabilisation qui doit être refroidi de

113°C à 46°C. Dont actuellement il est refroidie à travers d’un aéroréfrigérant.

Les spécifications techniques de l’appareil sont reportées dans le tableau III.7

Tableau III.7 : Spécification techniques de l’appareil

Désignation symbole valeurs Unité de mesure

Coté tube

fluide chaud

(brut stabilisé)

Débit massique

Température d’entrée

Température de sortie

Densite D15

M

T1

T2

d

/

113

46

0,78

Kg/ h

0C

0C

/

Coté tube

fluide froid

(brut salé)

Débit massique

Température d’entrée

Température de sortie

Densite D15

M`

t1

t2

d`

33180

10

50

0,79

Kg/ h

0C

0C

/

III.5.2- Bilan thermique

Le bilan global de l’appareil est donné par la formule suivante, considérons que la quantité de

chaleur perdue par le fluide chaud est égale à celle prise par le fluide froid.

Q= M (H1-H2) = M' (H`2-H`1) (III.8)

Les enthalpies de fluides ; H et H’ sont déterminés à partir de l’abaque des enthalpies de

fraction pétrolière en annexe 2

Q= M’(H’2-H’1)= 33180*(23-5)

Q= 597240 kcal/h

Calculons le débit massique M nécessaire du fluide chaud (brut stabilisé) à fin de maintenir la

température de sortie du brut salé de 50°C :

( )

( )

PARTI EXPRIMENTALE

41

III.5.3-calcul de la différence de température logarithmique moyenne (DTLM)

L’écoulement à contre-courant pur n’est réalisé que dans les échangeurs double-tube

comme la montre la figure III.14.

Figure III.14: échangeur à contre-courant

Pour un écoulement à contre –courant, la différence de température logarithmique moyenne

est calculée selon la formule III.9

( ) (III.9)

ΔT1= (T1-t2) ΔT1= (113-50)= 63 °C

ΔT2= (T2-t1) ΔT2= (46-10)= 36 °C

( )

III.5.4- choix des diamètres d et D des deux tubes concentriques:

Le choix des diamètres d et D sont pris du tableau en annexe 3

Les valeurs choisies sont reportées dans le tableau III.8

-A cote tube: di=0,052 m

do= 0,060m

Diamètre nominal

In

Diamètre extérieur

Cm

Diamètre intérieur

Cm

Tube intérieur 2” 6,045 5,250

Tube extérieur 3” 8,890 7,793

PARTI EXPRIMENTALE

42

-à cote anneau: Di=0,130 m

Do=0,148 m

III.5.6. Choix des fluides dans le tube intérieur et dans l’anneau

Coté tube circule le fluide chaud (brut stabilisé).

Coté anneau circule le fluide froid (brut salé) .

III.5.7- calcul du coefficient global propre Up :

Comme les fluides traités considérés visqueux, Up est déterminé aux températures

caloriques Tc et tc, définies par :

Kc et Fc sont déterminés selon le diagramme présenté en annexe 4

( )

( )

Up est calculé selon la formule suivante :

h0 et hi0 sont calculés à Tc et tc

Détermination des températures caloriques Tc et tc :

Il consiste à définir pour les fluides des températures moyennes Tc et tc, appelées

température caloriques, telles que le coefficient de transfert local propre Up calculé pour ces

températures puisse être considéré comme un coefficient moyen associable à la DTLM, on

pose :

Δtfr = (T2-t1)= 360C

Δtch= (T1-t2)= 630C

dont

(III.10)

= 0,5

PARTI EXPRIMENTALE

43

Fc est donné par la formule suivante :

(III.11)

D’âpres l’abaque de l’annexe 4 des températures caloriques sont déterminées:

Kc= 0,1 est retiré de l’abaque en fonction de r et fc

Donc : tc= t1 +Fc (t2-t1) tc=10+0,45(50-10)

Tc= T2+Fc (T1-T2) Tc=46+0,45(113-46)

tc= 28 0C

Tc=76,15 °C

Coté tube

Calculons la section du tube et la vitesse massique

Section: at= (π/4)*di 2

(III.12)

at= (3,14/4)*(0,052)2 ;

at=0,0021 m2

La vitesse massique Ga est constante tout le long des tubes et s’écrit :

(III.13)

Gt=6936580,95 kg/h.m2

Caractéristique du fluide chaud

les caractéristiques du fluide chaud ; d, λ, C, μ sont déterminés selon les diagrammes

représentés en annexe annexe5, annexe 6, annexe 7, annexe 8, respectivement.

La densité d= 0,73

λ= 0.113 kcal/h.m.°C

C=0,55 kcal/Kg.°C

μ`=0,69 Cst

μ=3,6μ` (III.14)

μ=3,6*0,69

PARTI EXPRIMENTALE

44

μ=2,484 kg/h.m

Nombre de Reynolds aux extrémités :

(III.15)

Ret=49907,93

Pour un régime turbulent, la valeur de coefficient de friction est donnée par la formule

suivante pour un tubes rugueux I.P.S. (10) :

Le coefficient de transfert jh et le facteur de friction F sont déterminés d’âpres l’annexe 9

F=0.012; jh=360

(

)

(III.16)

(

)

(III.17)

coté anneau :

Calculons la section de l’anneau, la figure III.15 montre la section annulaire d’un

échangeur à double -tube

Figure III.15 section annulaire d’un échangeur double - tube

PARTI EXPRIMENTALE

45

La section de passage entre les deux tubes concentriques est un anneau dont le diamètre

équivalent est donné par la formule suivante:

aa=

( ) (III.18)

(( ) ( ) )

On appelle respectivement di , d0, Di et D0 les diamètres intérieur et extérieur des tubes.

diamètre équivalant :de =

(III.19)

(( ) ( ) )

La vitesse massique Ga est constante tout le long des tubes et s’écrit

Ga=

(III.20)

Ga= 3318000 kg/h.m2

Caractéristique de fluide froid tc=28 °C :

les caractéristiques du fluide froid d’, λ’, C’, μ’ sont déterminés selon les diagrammes

représentés en annexe annexe5, annexe 6, annexe 7, annexe 8, respectivement.

d`= o, 78

λ’=0,118 kcal/h.m.c

C’=0, 48 kcal/kg.c

μà=1,48 Cst

μ`=3,6μa` (III.21)

μ’= 5,328 kg/h.m

Nombre de Reynold aux extrémités ou à Tc:

Rea=

(III.22)

Rea=

=137627,25

Pour un régime turbulent, la valeur de coefficient de friction est donnée par la formule

suivante pour un tube rugueux I.P.S. (10) :

PARTI EXPRIMENTALE

46

Le coefficient de transfert j’h et le facteur de friction F sont déterminés d’Après l’annexe10

F=0,012

jh’=230

(

)

(III.23)

(

)

=342,39

Température du tube aux extrémités ou au niveau des températures caloriques :

( ) (III.24)

( )

tt=36,680C

coté tube :

- détermination de μta tt :

(

) (III.25)

(

)

(

)

(III.26)

kcal/h.m2.c

coté anneau :

- détermination de μ`t a tt :

(

) (III.27)

(

)

ho= (

)

(III.28)

ho=349,23kcal/h.m2.c

PARTI EXPRIMENTALE

47

Calcul Up aux températures caloriques

(III.29)

Up =280,74 kcal/h.m2.°C

La surface propre:

(

)

(III.30)

Ap =44,04m2

III.5.7-Estimation des résistances de salissement:

Le coefficient de transfert Up précédemment calculé permettrait de définir une surface

Ap, dite propre, cette surface est convenable pour un échangeur neuf qui doit transférer la

quantité de chaleur Q. Mais on a vu que, après un certain temps d’utilisation, il se produit des

dépôts à l’intérieurs et à l’extérieurs des tubes et que ces dépôts constituent des résistances Rsi

et Rio au transfert de chaleur, de sorte que le coefficient de transfert global Up diminue. Dans

ces conditions, la surface AP devient très rapidement insuffisante pour assurer l’échange Q.

Il est indispensable de calculer la surface Ap pour la valeur minimale admissible du

coefficient de transfert quand l’échangeur de chaleur est sale. La valeur de Rs est déterminée

selon le tableau présenté en annexe 11

Rs = h.m2.°C/kcal

III.5.8-Coefficient de Transfert sale Us:

(III.31)

Us =240,26 kcal/h.m2.0C

PARTI EXPRIMENTALE

48

III.5.9-Surface d`échange As:

(III.32)

As=51,46m2

III.5.10-Choix de la longueur des épingles :

La longueur de tube effective utilisée couramment est de : l=6m

Surface d`échange par épingle :

as= 2πdol (III.33)

as= 2*3,14*0,06*6

as=2,26

Nombre d`épingle :

(III.34)

n=22

III.5.11- Perte de charge :

Les deux fluides qui traversent l’appareil s’écoulent sous l’effet d’un potentiel mesuré

par la différentielle de pression ΔP entre l’entrée et la sortie et que l’on appelle la perte de

charge.

La valeur de cette perte de charge est en fonction de la vitesse de circulation des

fluides et de leurs caractéristiques : densité et viscosité, ainsi que de la géométrie de l’appareil.

III.5.11 .1. Perte de charge cotée tube :

Les tubes utilisés pour la construction de ces appareils sont rugueux (A.P.I.5 L).

(III.35)

Re=145210,22 qui correspond au régime turbulent

PARTI EXPRIMENTALE

49

La longueur L à prendre en considération pour le tube intérieur correspond à la longueur

développée des n épingles montées en série, soit :

(III.36)

L=264 m

La valeur du coefficient de friction ft est en fonction du nombre de Reynolds

Dans la pratique, on utilisera l’abaque présenté en annexe 9

Dont ft=0,012

La perte de charge à l’intérieur de tube est donnée par la formule suivante :

(III.37)

( )

Δpt=6,60*10-5

kg/cm2

III.5.11 .2. Perte de charge coté anneau :

Diamètre équivalent : (III.38)

dè=0,07 m

(III.39)

Rè=43592,34 régime turbulent

Le facteur de friction est donné d’après l’annexe 10

0,1

La perte de charge à l’extérieur de tube est donnée par la formule suivante :

*

+ (III.40)

( )

*

+

PARTI EXPRIMENTALE

50

Δpa=5,05*10-8

kg/cm2

III.6: Caractéristique géométrique de cet échangeur:

Coefficient de Transfert sale 240,26 kcal/h.m2.0C

Surface d`échange sal 51,46m2

Longueur de tube 6 m

Diamètre nominal de tube intérieur 2 ‘ in

Diamètre nominal de tube extérieur 3’ in

Nombre d`épingle 22

51

Conclusion général

51

CONCLUSION :

L’étude a été mené sur l’effet des variables de dessalage sur l’efficacité de dessaleur, afin

d’assurer un meilleur traitement du brut, dont on put conclu les résultats suivants :

L’efficacité du dessaleur et de dessalage dépend essentiellement aux taux d’injection

d’eau et de désémulsufiant.

Le changement climatique durant l’année ne permet pas d’atteindre la température

d’entrée idéal de brut et affect mal sur l’efficacité de dessaleur.

L’emplacement d’un échangeur est indispensable afin d’assurer la température

d’entrée de brut dans le dessaleur à 50°C.

Le dimensionnement d’un échangeur double- tube a été mis en œuvre.

52

REFERENCE

BIBLIOGRAPHIE

REFERENCE BIBLIOGRAPHIE

52

REFERENCE BIBLIOGRAPHIE

[1]:document d'archive de l'entreprise, projet

[2] : J.P ; wuithier, le pétrole raffinage et génie chimique :(tome I) 1972 ; Edition technip,

page (80-101)

[3]: j. p ; wauquier ; le raffinage de pétrole brut ; procèdes de séparation ; éditions techniq ;

tome2 ; 1998 ; p(240,260).

[4]: Document de Dessalage de l’huile par la méthode Electrostatique, Formation Générale

adressée à l’Exploitation et à la Maintenance Pour l’unité de dessalage, CIS, Hassi-Massaoud

April 2009AKPS Calgary Don Smuin, P. Eng. VP Process &Technologie

[5]: document total, manuel de formation, cours-exp-pr-eq090 ; 2007 ; p(4-97).

[6]: R. DAVID-HANDBOOK OF CHIMISTRY and physia, CRD, edition 89 ème,2008, p(9-

80); (ISBN142006,ET978-140066791).

[7]: J.-P; wuithier; Le pétrole raffinage et génie chimique; EDITIONS TECHNIP;

Tom2;1972 ; pp 120-163.

Annexe

53

Annexe 1: feuille de marche

Annexe

54

Annexe 2:Enthalpie en fonction de la température

Annexe

55

Annexe 3: dimension des tubes acier I.P.S.(A.P.I 5L)

Annexe

56

Annexe 4: détermination des températures caloriques

Annexe

57

Annexe 5:variation de la densite des hydrocarbures ou fractions paraffiniques.

Annexe

58

Annexe 6 : conductivité thermique des hydrocarbures liquide

Annexe

59

ANNEXE-7: chaleure spécifique des hydrocarbures et fraction pétrolier liquide

Annexe

60

ANNEXE-8: viscosité – température chart hydrocarbure and petroleum

Annexe

61

Annexe 9 : coefficient de transfert et coefficient de friction en fonction du

nombre de Reynolds a l’intérieur des tubes

Annexe

62

Annexe 10 : coefficient de transfert et coefficient de friction en fonction du

nombre de Reynolds a l’extérieure des tubes

Annexe

63

Annexe 11 : Résistances d’encrassement

Résume

64

Résumé:

Le pétrole brut doit subir des procédés de traitement convenable capable de fournir un

pétrole qui répond aux normes exigées. La présence de l’eau émulsifiée dans le pétrole

diminue sa qualité ainsi il peut provoquer la corrosion des équipements. Pour ces

raisons, la chaine de traitement du brut comporte le dessalage qui conditionne la bonne

marche des équipements en aval.

L’étude a été menée sur l’effet des variables du dessalage sur l’efficacité du dessaleur

et l’influence de la température d’entrée de brut sur le fonctionnement du dessalage.

Dont il est nécessaire d’installer un échangeur pour assurer la température idéal d’entrée

du brut dans les dessaleurs de l’unité d’UTB de Hassi-Messaoud. On a opté pour un choix

d’un échangeur à double tube dont ces caractéristiques géométriques ont été

déterminées.

Mots clé: brut, dessalage, dessaleur, échangeur de chaleur

ملخص:

هث يذان انىفط ذفز ىعه قادرج ذكن مىاسثحان انمعانجح عمهاخن عخض أن جة نخاوا انىفط

ذينانمعذاخ. ذآكم ةسث أن مكه ألو وعر خفض انىفط ف انمسرحهة جدانمطهتح. انمعاز

.انمصة معذاخ سز حسه عهى ؤثز مما اسانح انمهحح ذشمم انىفط معانجح سهسهح ، األسثاب

مذخمان حزارج درجح ذؤثز مهحح إسانح فعانح عهى رحهحان مرغزاخ ؤثزذ ى عه انذراسح أجزد قذ

انمثانح انحزارج درجح نضمان انحزارج مثادل نرزكة ضزري أمز انرحهح عمهح ف انخاو

مسعد حاس مه انمهحح إسانح حذج ف انخاو نهمذخالخ

انىذسح مشاذ اخرزوا نذيا اوثته مه مثادل قذ اخرزوا . .

كهماخ انثحث: انىفط انخاو، ذحهح، مىشآخ ذحهح، مثادل حزاري

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Thème: Influence de la température sur le fonctionnement ... LEMYA-DJELLALI- LILIA.pdf · Tout d’abord Nous Remercions le DIEU le Tout Puissant De nous Avoir donné le courage,