page de garde master 02

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECH ERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE AHMED DRAIA ADRAR

FACULTE DES SCIENCES ET DE TECHNOLOGIES

DEPARTEMENT DES SCIENCES ET DE TECHNOLOGIES

Soutenu le : 25 Mai 2017

Réaliser par :

AISSAOUI Moubarek

Devant le jury composé de :

Mr. A. ARROUSSI Maitre Assistant B Univ. ADRAR Président

Mme. KH.DJEDIDE Maitre Assistant A Univ. ADRAR Examinatrice

Mr. A. BENABDELKABIR Maitre Assistant B Univ. ADRAR Promoteur

Promotion 2017

MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L’OBTENTION DU DIPLÔME MASTER

OPTION : CHIMIE D’ENVIRONNEMENT

ETUDE DE PERFORMENCE D’UNE COLONNE DE

STABILISATION DU CONDENSAT ET DE L’ECHANGEUR

E04A/B AU NIVEAU DU TRAIN 40 DE RHOUDE-NOUSS

KARIM & HOCINE

En premier lieu, nous tenons à remercier notre Dieu, notre

créateur, pour le courage et la patience qu’il nous a donné pour

accomplir ce travail.

Nous tenons à exprimer nos profonds remerciements à nos

enseignants de l’université d’ADRAR, En particulier notre

encadreur

Dr. A.BENABDELKABIR pour ses conseils et l’aide qu’il nous

apporté.

Nous adressons nos vifs remerciements à tout le personnel de

SONELGAZ

Nos derniers remerciements et ce ne sont pas les moindres, vont à

tous ceux qui ont contribué de prés ou de loin pour l’aboutissement

de ce travail.

Moubarek AISSAOUI

KARIM & HOCINE

Je dédie ce mémoire :

� En premier lieu à ma mère et mon père qui ont consenti beaucoup de sacrifices pour me permettre de réaliser mes objectifs. Qu’ils trouvent ici toute ma reconnaissance et ma gratitude.

� A ma femme : RAHIMA. � A mes filles : SARA AMINA et AMIRA WIDAD. � A mes frères et mes sœurs. � A toute ma famille, mes oncles et mes tantes. � A tous mes amis, particulièrement : MOHAMMED

SALAH, ABDALLAH, ABDERRAHMANE, YAHIA, AMAR et FARID.

� A tous mes collègues. � A tous mes enseignants depuis le primaire.

AISSAOUI MOUBAREK

Introduction générale..........................................................................1 I) Présentation de la région de RHOURDE- NOUSS.

1. Situation géographique…………………………………………………..…..3 2. Historique……………………………………………………………………3 3. Description du champ de RHOURDE-NOUSS………….………….………4 4. Description du complexe de RHOURDE-NOUSS…….……………………5

II) Généralités sur le gaz naturel. 1. Introduction……………………………………………………………….21 2. Composition typique……………………………………………………...21 3. Caractéristiques des composants……………..……………………….…. 22 4. Propriétés dangereuses des composants..………………...…………….…23 5. Gaz naturel dans le monde …………………………………………….…24 6. Gaz naturel en Algérie………………………………………………….…29 7. Caractéristiques du gaz naturel…………………...………………….……31 8. Procédés de traitement du gaz………………… ..………………………..33 9. Domaines d’utilisation. 9-1. C1, C2, C3, C4………………………………………….………..….35

9-2. C3, C4………………………………………………...……………36 9 -3. GPL………………………………………………………...…….38 9 -4. Condensat…………………………………………………..……39

III) La colonne de rectification. 1. Introduction…………………………………………………………….....42 2. Principe de fonctionnement d’une colonne de rectification …………..….43 3. Description d’une colonne de rectification…………………………….....44 4. Types des colonnes de rectification………………..………………...…...45 5. Bilan matière de la colonne et des ses zones……………………….…….49 6. Choix de la pression dans la colonne……………………………………..53 7. Régime de température dans la colonne …………………………………54 8. Taux de vaporisation et compositions des phases liquide et vapeur de la charge ………………………………………………………………………...55 9. Choix du taux de reflux ………………………………………………….56 10. Bilan thermique de la colonne …………………………………………..57

IV) Transfert de matière et transfert de chaleur. 1. Introduction……………………………………………………..58 2. Lois fondamental de transfert de matière ………………………………..58 3. Lois fondamental de transfert de chaleur ………………………………..59

V) Echangeurs de chaleur.

Introduction…………………………………………………………………..61

1. Classification des échangeurs de chaleurs…………………………….….61 2. Les fonctions des échangeurs…………………………………………… .62 3. Les différents types des échangeurs……………………………...…...…..64 4. Principe de fonctionnement…………………………………….…………73 5. Modes de circulation des fluides…………………….……………………75 6. Recommandation sur le choix des paramètres de l’échangeur……………76 7. Paramètres influençant sur la performance d’un échangeur………...…….78

VI) La simulation. Introduction.………………………………………………………………..83

1. Le choix du modèle thermodynamique……………………………….…..84 2. Equation d’état usuel……………………………………………………...84 3. Description du simulateur HYSYS………………………………….……86

VII) La Sécurité industriel.

1. Définition…………………………………………………………………88 2. Organisation de la sécurité………………………………………………..88 3. Sécurité dans l’atelier………………………...…………………………. .88 4. La Sécurité dans l’unité de traitement du gaz de RHOURDE-NOUSS…..89

Problématique……………………………………………………………….92

VIII) Partie calcul. � Les données …………………………………………………………93

Calcul.

PARTIE 1 : la colonne de stabilisation……………………………………..95

1) Validation du modèle thermodynamique ……………………………….95

2) Vérification de design ………………………………...…………….…..97

3) Vérification du débit actuel par les paramètres de design…………...…100

4) Cas d’arrêt d’un train et leur charge envoyée vers cette colonne...........105

PARTIE 2 : l’échangeur E04A/B :……………………………………….106

1) Cas design………………………………………..…………...…………106

2) Cas actuel……………………………………………..…………..……..107

3) Le débit maximal : conditions actuelles ( 55 tubes bouchés)……...…. 108

4) Les paramètres et les caractéristiques de l’échangeur avec la diminution de nombre des tubes……………………………………………………………….109

Interprétation des résultats ………………………………………………110

Conclusion générale..................................................................111 Annexe. Bibliographie.

Introduction générale

FST2017 1 CE/MASTER

Introduction A partir de 2010, le gaz naturel va dépasser le deuxième agent énergétique mondial, le

charbon, et, en 2020, le pétrole, qui est actuellement en tête des énergies primaires.

Le gaz naturel est une source d'énergie polyvalente qui peut être employée dans des

domaines très variés. Traditionnellement, la fourniture de chauffage et d'électricité en sont les

principaux débouchés. En outre, les préoccupations grandissantes liées à la protection de

l'environnement devraient conduire à accroître encore le recours au gaz naturel dans les

transports.

Le gaz naturel est un combustible fossile, il s'agit d'un mélange d'hydrocarbures présent

naturellement dans des roches poreuses sous forme gazeuse.

En raison de ses propriétés particulières, il s’est avéré que le gaz naturel possède un

potentiel écologique élevé et qu’il peut contribuer de manière directe, notamment dans le

domaine des transports, à réduire la pollution due aux rejets de suie, de monoxyde d’azote, de

CO2 et d’hydrocarbures.

Les stocks de gaz naturel qui se forment naturellement depuis des millions d’années sont

immenses. Étant donné le taux d’extraction actuel, les réserves connues aujourd’hui dans le

monde et exploitables avec certitude suffiront encore pendant 160 ans, en tenant compte

également des gisements futurs.

L’Algérie est le troisième exportateur du gaz naturel à travers le monde, sa politique

d’exploitation consiste à maximiser les revenus en optimisant la récupération, et la

valorisation de tous les dérivés du gaz naturel qui connaissent une hausse des prix et une libre

vente sur le marché international notamment le condensât et le GPL, dont la demande

mondiale est en hausse ; procurant ainsi une importante source de devises pour le pays.

Introduction générale

FST2017 2 CE/MASTER

Depuis sa découverte, le champ de RHOURDE NOUSS est classé l’un des champs

gaziers importants en Algérie. Il est destiné à la récupération du condensat, qui est le but

principal de cette découverte. Le rendement en produits finis (GPL, condensat, et gaz sec).

Suite à la rétro dégradation des gisements du gaz de RHOURDE NOUSS, ce dernier va être

réinjecté (environ 70%) et le reste destiné à l’expédition. La fraction liquide est de plus en

plus faible, et l’alimentation de la colonne de stabilisation du condensat change

progressivement de caractéristiques, ce qui induit aux changements des paramètres de

fonctionnement des équipements. Cette stabilisation par rectification permet d’atteindre les

spécifications des produits stabilisés (TVR≤10) avec une meilleure récupération en

hydrocarbures liquides (C5+), et une meilleure élimination des composants légers à haute

tension de vapeur (C1, C2, C3 et C4).

Chapitre I description de la région

FST2017 3 CE/MASTER

I-Présentation de la région de RHOURDE NOUSS :

Ι-1) Situation géographique:

- la région de Rhourde-Nouss fait partie de la Willaya d’ILLIZI.

- Elle est située à 350 Km au Sud/Sud-est de OUARGLA, à 1200 Km au Sud/Sud-est

d’ALGER et à 270 Km au Sud/Sud-est de HASSI MESSAOUD. Elle est reliée à la route

nationale n°3 (OUARGLA-ILLIZI) par une bretelle de 30km goudronnée.

� La Direction Régionale de RHOURDE-NOUSS se trouve a la lisière de l’ERG

ORIENTAL avec une alternance de HAMADA (ou GASSI) et d’ERG (ou

SIOUF) de direction généralement Nord/Sud.

� L’altitude moyenne est située à 275m par rapport au niveau de la mer.

� Son climat est désertique (sec avec un très faible taux d’humidité).

� Ecart important de température entre l’hiver et l’été (-5°C à 55°C).

� Elle enregistre une pluviométrie très faible (2 à 4 mm/an).

� Terrain accidenté vu la position de la région (limite de l’erg oriental).

� Fréquence importante des vents de sable.

-La région de RHOURDE NOUSS est composée de plusieurs champs (Gisements) sur un

rayon de 100 Km par rapport au siège de la direction régionale qu’est située dans le champ de

RHOURDE-NOUSS centre.

Ι-2) Historique:

la Première découverte de gaz à RHOURDE NOUSS en 1956. Le premier puit RN1, foré

en 1962, a mis en évidence la présence de gaz riche en condensât au niveau de plusieurs

réservoirs.

Après la découverte de l’huile sur le puit RN4, un centre de traitement d’huile a été

construit et mis en exploitation en 1966.

Quatre grandes étapes ont ponctue le développement de la région de RHOURDE

NOUSS :

• 10-Mai-1966 : Mise en service du Centre de traitement d’huile.

• 28-Jan-1988 : Démarrage de l’usine de traitement du gaz (phase A).

• 14-Juin-1989 : Mise en service de Rhourde Adra.

• 24-Avril-1992 : Mise en service de Rhourde Hamra.

• 29-Mai-1992 : Mise en service de Rhourde Chouff.

• 16-Juin-1995 : Démarrage de l’usine de HAMRA.

• 23-Mai-1996 : Première expédition de GPL (HAMRA).


FST2017 4 CE/MASTER

• 13-Août-1999 : extension de la phase A par un cinquième train d’une capacité de

10.250 millions Sm³/j de gaz.

• Fin Fév-2000 : Démarrage de l’usine GPL (Phase B) d’une capacité de traitement

de 48 millions de m³/j pour la production de 3800 t/j du GPL.

• 06-Mars-2000 : Première expédition de GPL (Rhourde Nouss).

La région de RHOURDE NOUSS a été la première unité de SONATRACH à avoir

installé un système DCS au niveau de HAMRA en 1995 (transmission des données en real

time).

Ι-3) Description du champ de RHOURDE-NOUSS :

-Les principaux champs mis en exploitation sont :

• - RHOURDE-NOUSS centre.

• - RHOURDE-NOUSS Nord-est.

• - RHOURDE-NOUSS sud-est.

• - RHOURDE-NOUSS sud-ouest.

• - RHOURDE-CHOUFF.

• - RHOURDE-ADRA.

• - RHOURDE-HAMRA.

• - HAMRA.

-D’autres champs, de moindre importance, ont été découverts et seront développés dans le

futur, il s’agit de :

� Champ de Rhourde-Hamra Sud-est.

� Champ de Rhourde-Nouss 3.

� Champ de Mouilah.

� Champ de Meksem.

� Champ de Draa Allal.

� Champ d ’Elketaia.

� Champ de Rhourde Adra Sud-est.


FST2017 5 CE/MASTER

Ι-4) Description du complexe de RHOURDE-NOUSS :

Ι-4444-1) Charge et produits :

La capacité globale de RHOURDE NOUSS est portée à :

Gaz brut : 51 millions Sm³/j.

Réinjection : 75% environ, soit 32 millions Sm³/j gaz sec.

Commercialisation : 20 millions Sm³/j.

GPL : 3986 T/j.

Condensât : 5000 T/j.

Pétrole brut : 500T/j.

La production entre 1988 et 2003 de RHOURDE-NOUSS :

Tableau n°1 :

PERIODE Gaz Brut 103 Sm3

Gaz Sec 103 Sm3

Gaz Expédié 103 Sm3

Gaz Réinjecté 103 Sm3

Condensât en Tonnes

GPL en Tonnes

1988 5999205 5783573 3057024 2445704 927431 0

1989 6562277 6329858 2518705 3559324 1050067 0

1990 10956635 10447888 3376938 6666884 1879545 0

1991 12448482 11901189 2952732 8525243 2280123 0

1992 13373200 12785190 3298924 9074301 2252085 0

1993 13581557 12984289 2983912 9585088 2066366 0

1994 14069224 13450495 3455197 9640008 1993626 0

1995 14493240 13855876 3390691 10145169 1911010 0

1996 14248304 13621707 2961495 10339047 1768558 0

1997 13546048 12950334 2910829 9741072 1566874 0

1998 13947077 13333733 2233732 10772780 1450185 0

1999 12701465 12142894 1855974 9979379 1259948 0

2000 17724140 17171127 5888181 10345170 1851371 585886

2001 17841859 16977685 6619352 9796018 1745259 962957

2002 17910339 17122695 6725236 9846341 1659663 1024087

2003 17726415 16946859 6137442 10215316 1553990 996328

Ces données ont été prises de la direction de RHOURD-NOUS.


FST2017 6 CE/MASTER

Ι-4-2) Réseaux collectes :

Cette production est assurée par un certain nombre des puits producteurs et réinjecteurs de

gaz, un ensemble de collectes et manifolds.

Puits producteurs de gaz : 76.

Puits injecteurs de gaz : 36. Puits d’huile : 16. Collectes : 780 Km ( diamètre de 4 a20”).

Manifolds : 37. I-4-2-A) Puits producteurs :

Figure n°1 : Schéma des puits de production.

C6

C9

C4 C5

C 3C 3

SCHE

MA

SIM

PLIF

IE R

ESEA

U CO

LLEC

TES

PUIT

S PR

ODUC

TEUR

S PH

ASE

«A»e

t «B

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SCHE

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SCHE

MA

SIM

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LLEC

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PUIT

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ODUC

TEUR

S PH

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AA»» e

t et ««

BB»»

USIN

EUS

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RC1

RC5

RN50

RHA3

RHA4

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2

MC9-

1

RHA1

RHA2RH

A5

MC8-

1

MC8-

2

RC4

RC3

RHAS

E2

C8MC

6-1

RN34

RN17

RN45

RN47

RN43

RN49

C1

C2

C13

MC6-

2RN

NE5 RN

NE4

RNA1

3

RN10

3

RN10

2RN

A10

RNNE

1RN

NE8

RN18

RN36

bis

MC1-

2MC1-

1C1

3

MC1-

3RN

A1

RN35

RN24

RN26

RN1

RN25

RN31

RN10

8

MC2-

3

MC2-

2MC

2-1

RNA8

MC7-

1

RNA7

RN22

C12

RN13

bis

C11

RN10

7

RNA1

1RN

A12

RN10

5

RN10

4

RN10

6M1

C3

RNA4

RNA4

RN46

RN28

RN27

RA10

RA9

RA5

C7RA

17

MC71

-bis

RA13

RA8

MC7-

2

RA12

RA16

RA2

RNSE

52

MC5-

1

MC5-

2RN

SE61

RNSE

62

RNSE

69RN

SE71

RNSE

59RN

SE68

RNSW

1

RNSW

8

RNSW

6bis

RNSW

18MC4-

4

MC4-

1

RNSW

4 RNSW

5

MC4-

2

MC4-

3

208.9

2628

128"

à20

"

Kilom

etres

Nomb

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Man

ifold

Nomb

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de C

ollete

sDi

ametr

e RNSW

20

RNSE

74

SH

DP

SH

DP

-- RN

RN

RN52


FST2017 7 CE/MASTER

I-4-2-B) Puits réinjecteurs :

Figure n°2 : Schéma des puits de réinjection. Ι-4-3) Activités :

La région de RHOURDE NOUSS est à vocation principalement gazière. Elle est

dotée de deux usines de traitement du gaz ,et d’un centre de traitement d’huile, Avec une

capacité de traitement de 2000 m³/j de brut ce centre est le doyen des unités industrielles à

RHOURDE NOUSS, puis qu’il a été mis en service en 1966 dans le cadre du contrat

EL PASO. Un projet consistant en une unité des gaz torchés est en voie de réalisation. Et de

deux Usines de traitement de gaz :

1- Usine phase A (démarrage 1987) : dispose d’une unité de traitement de gaz et

récupération de condensât, et d’une unité de compression pour le recyclage du gaz.

2- Usine phase B (démarrage 1999) : consiste à récupérer le GPL et les traces de

condensât.

Elle produit sa propre énergie électrique au moyen d’une centrale électrique de 21MW et

un apport à partir de HAMERA (ligne de 60KM).

SCHEMA SIMPLIFIE DESSERTESPUITS INJECTEURSSCHEMA SIMPLIFIE DESSERTESSCHEMA SIMPLIFIE DESSERTESPUITS INJECTEURSPUITS INJECTEURS

RN44

MR1-1

RN15

MR1-2

MR2-2

MR2-1

RN21R1R1

R2R2

R5R5

RN40

RN51

RN23

RN11bis

RA3

MR5-1

RA11 RA4

RA14

MR5-2

RA1

RNSE67

RNSE57

RNSE50R4R4

R3R3

MR3-1

MR4-1

MR3-2RNSE63bis

RNSE70

RNSE64

RN37

RN12bis

RNSE51

RNSW12

RNSW10

RNSW15

RN42

RN19

RN32

RN8bis

RN41

81.145958" à 14"

KilomètresNombrede Manifold

Nombre de Collètes

Diamètre

USINEUSINE X

X

XX

RA15

RA2X

RN14

RN2B

RNSW9

SHDPSHDP--RNRN


FST2017 8 CE/MASTER

Fig.3 : Schéma global du complexe des deux usines de traitement de gaz.

SLU

GC

AT

CH

ER

RE

INJE

CT

ION

OLE

OD

UC

16

’’ver

s 30

’’

DESSERTES

P=

78/5

5 kg

f/cm

²

P=

80 k

gf/c

m²

P=

55/9

3 kg

f/cm

²

P=

50/9

3 kg

f/cm

²

P=

68 k

gf/c

m²

P=

93/3

05kg

f/cm

²

P=

12 k

gf/c

m²

ST

OC

KA

GE

C

ON

DE

NS

AT

CO

MP

RE

SS

ION

RE

CO

MP

RE

SS

ION

Gaz

de v

ente

Gaz

oduc

Gaz

oduc

GR

2G

R2

Gaz

oduc

Gaz

oduc

GR

1G

R1

OLE

OD

UC

LR

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P=

50/9

3 kg

f/cm

²

SC

HE

MA

SIM

PL

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SIM

PL

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CH

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PH

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PH

AS

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PL

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in G

PL

Tra

in G

PL

Tra

in G

PL

ST

OC

KA

GE

ST

OC

KA

GE

GP

LG

PL

COLLECTEURST

rain

10

Tra

in 2

0

Tra

in 3

0

Tra

in 4

0

Tra

in 7

0

SH

DP

SH

DP

-- RN

RN


FST2017 9 CE/MASTER

Ι-4-4) Les unités de l’usine phase A:

L’usine est constituée principalement des unités suivantes.

Unité 02 : unité commune de séparation préliminaire.

Unités 10/20/30/40 et 70 : trains de traitement de gaz.

Unité 80 : unité de production d’air.

Unité 82: unité de fuel gaz.

Unité 83 : unité de stockage.

Unité 84 : unité de production d’eau potable et eau de service.

Unité 85 : unité de traitement des eaux huileuses.

Unité 86 : unité de production.

Ι-4-4-A) Description de l’unité 02 :

Le gaz brut alimentant l’usine arrive des puits producteurs à travers 12 collecteurs à une

pression de 80 bars et une température de 55°C. Le gaz passe a travers l’unité 02 (slug

catcher) où il subit une première séparation dans un premier ballon séparateur

bi phasique 02-SC01, ensuite à travers le ballon de séparation tri phasique 02-V01A/B, dont

la plus grande partie du liquide est récupérée (séparation secondaire).

L’eau est soutirée du fond du ballon 02-V01B, et est envoyée vers l’unité 85 (traitement

des eaux huileuse).

Le gaz sortant du haut du ballon 02 V01A, alimente les trains (côté haute pression«HP»).

Le liquide (hydrocarbure liquide) passe a travers les filtres 02S01A/B/C afin d’éliminer

les impuretés et les particules, ensuite alimente les trains (côté basse pression«BP»).

L’unité 02 comporte aussi la partie «off-spec». Cette section est alimentée des trains

(condensat produit off-spec) et de l’unité U -85 (Unité de traitement des eaux huileuses).


FST2017 10 CE/MASTER

Fig.4:Schéma semplifie de l’unite 02. Ι-4-4-B) Description des unités 10/20/30 et 40:

Les trains de traitement 10/20/30 et 40 sont identiques, et le procédé qui mis en place

est le procédé HUDSON.

Le train 10 qui travaille en parallèle avec les trains 20,30 et 40 condense les

hydrocarbures plus lourds en refroidissant le gaz riche selon la technologie de la turbo

détente.

La condensation des hydrocarbures plus lourds dans l’usine est réalisée en refroidissant le gaz

riche selon la technologie de la turbo détente qui évite l’installation des machines frigorifiques

à fluides intermédiaires. Le gaz naturel est refroidi par détente isentropique dans le turbo-

expandeur en atteignant des températures plus basses et par conséquent en produisant plus des

liquides que par détente isenthalpique (effet de Joule-Thomson). En outre, le turbo-expandeur

fournit de l’énergie mécanique qui est exploitée pour recomprimer le gaz traité, le gaz et le

condensât froids qui sortent de turbo-expandeur fournissent les frigories pour le

refroidissement de l’alimentation de l’unité.

Ensuite, Les condensats fractionnés dans une colonne de stabilisation qui produit, au fond la

gazoline dont la tension de vapeur est conforme aux spécifications.

La chaleur nécessaire pour rebouillir la colonne est produite par le four qui chauffe un courant

de gazoline à circulation forcée.

Collecteurs

02SC01

S01A

02V01A

Trains «gaz» HP

Unité U-85

Trains «liquide» BP

S01B

S01C

02V01B



L’unité produit deux courants de gaz venant respectivement de l’expandeur (gaz léger) et

de flash des fluides à basse pression (gaz lourd) .le gaz venant de tête de la colonne de

stabilisation est aussi envoyé avec le gaz lourd.

Le gaz léger est comprimé par le compresseur couple au turbo-expandeur jusqu'à la

pression de l’aspiration de la station de Boosting (unité 50).

Le gaz lourd qui contient des hydrocarbures plus lourds est comprimé par des

compresseurs centrifuges à la pression d’aspiration de la station de Boosting.

Deux systèmes de déshydratation de gaz sont prévus dans l’unité, le premier pour le

gaz à haute pression et le deuxième pour le gaz à basse pression.

La déshydratation se fait dans les tamis moléculaires, qui est constituée de trois

déshydrateurs, où deux en service et un en régénération.

Dans les points les plus froids de l’unité on prévoit la possibilité d’injecter en

discontinu le méthanol pour éliminer les éventuelles accumulations d’hydrates qui pourrait

se former.

I-4-4-C) Description des équipements :

Ι-4-C-1) Partie haute pression (HP):

1-a) Pré réfrigération:

Le gaz de collecteurs venant du ballon séparateur 02V01A alimente l’unité sous contrôle

de pression (PRC-51) la pression est maintenue à la valeur 76 Kg/cm2 ; la température est

54°C, le débit est mesure par FR-30.

Le gaz d’alimentation est ensuite pré refroidi à 28°C par l’échangeur E-02 qui récupère

les frigories de gaz en provenance du turbo-expandeur. La température a la sortie de

l’échangeur est réglée par le TRC-01 qui by-pass partiellement le fluide froid de l’échangeur.

Elle est choisie de façon à éviter la possibilité de formation d’hydrates sur les parois des tubes

de la coté gaz humide.

La formation d’hydrates est contrôlée aussi par l’injection de méthanol sur la ligne qui

arrive à E-02.



Les condensats obtenus par cette prérefrégération sont séparés dans le séparateur V-01

et sont envoyés au séparateur V-06 avec les liquides obtenus en V-05 et ceux venant du ballon

séparateur V-01B (unité 02).

L’eau est accumulée sur le fond de V-01 et envoyée vers l’unité U-85.

1-b) Déshydratation de gaz :

Le gaz à haute pression de séparateur V-01est envoyé aux sécheurs de gaz brut A-01

A/B/C qui constitue l’un des deux systèmes de déshydratation de l’unité : l’autre (A-02

A/B/C) est pour le gaz lourd à basse pression venant du V-07.

Le système de régénération des tamis moléculaires (four et compresseur) est commun

aux deux groupes de tamis.

La séquence du cycle de régénération de chaque colonne est de cinq heures environ ;

pendant ce temps est effectué les phases suivantes :

� Dépressurisation (durée : 15 minutes).

� Régénération (durée : 170 minutes).

� Refroidissement (durée : 90 minutes).

� Pressurisation (durée : 15 minutes).

Pour la déshydratation de gaz brut sont prévues trois colonnes (deux en service et un en

régénération) tandis que pour la déshydratation de gaz lourd, deux colonnes seulement (un en

adsorption et un en régénération).

1-c) Condensation à basse température par turbo détente :

Le gaz riche déshydraté est filtré en S-02 A/B la chute de pression dans le filtre est

contrôlée par l’indicateur de pression différentielle PD-16.

L’analyseur AR01 mesure le pourcentage d’humidité qui réside dans le gaz déshydraté.

Ensuite, Le gaz subit un refroidissement sous un train d’échange constitué par deux

échangeurs E-01 et E-03, le premier est refroidit par le gaz sortant de turbo-expandeur, le

second par le liquide de condensation de turbo-expandeur. La température à la sortie de

l’échangeur est réglée par TRC11 qui peut by passer le liquide froid de l’échangeur E-02, de

cette manière le gaz riche est refroidit à 8°C en produisant une certaine quantité de condensât

qui est séparé en V-03.



Le gaz de séparateur V-03 alimente directement le turbo-expandeur TK-01 à la pression

de 72 Kg/cm2 et à température de 8°C.

Le turbo-expandeur TK01 (compresseur-détendeur) réalise une chute de pression

d’environ 20 Kg/cm2 en refroidissant à -8°C et en produisant une grande partie de gazoline.

Le mélange bi phasique est séparé dans le ballon V-04, le gaz froid sortant de ce ballon

cède ses frigories au gaz entrant au train à travers l’échangeur E-01, ensuite E-02 avant d’être

comprimé au niveau du turbo-expandeur, où il aura une pression de 56 bars. Ce dernier

alimente l’unité de compression (U-50).

Le liquide froid (HC liquides) récupéré au niveau du ballon V-04 cède ses frigories au

niveau de l’échangeur E-03 puis au niveau de l’échangeur E-07 ensuite envoyé vers le ballon

V-05 avant d’être mélangé avec les liquides venant du ballon 02SC-01B et du ballon V-01. Le

mélange aura lieu au niveau du mélangeur L-01 qui alimente le ballon V-06.

Actuellement, l’échangeur E-07 est by-passé, mais il sera mis en service lorsque la

température après les aéroréfrigérants EA-03 A/B/C dépasse 55°C.



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Ι-4-4-C-2) Partie basse pression(BP):

Afin de stabiliser le condensât, le liquide sera chauffé dans l’échangeur E-04 ensuite,

dans l’échangeur E-06 où il aura une température de 62°C avant de passer dans le ballon

séparateur V-08.

Au moyen des pompes P-01 A/B, le condensât non stabilisé est pompé du ballon V-08

vers la colonne de stabilisation C-01, en passant par les filtres S-05 A/B (pour éliminer les

impuretés), ensuite par le coalesceur S-04 (pour éliminer l’eau). Une partie du condensât

passe par l’échangeur E-05 pour avoir une température de 164°C alimente la colonne C-01

comme alimentation chaude au niveau du 20éme plateau, et l’autre partie alimente directement

la colonne au niveau du 13éme plateau en tant qu’alimentation froide.

Une partie du condensât est aspiré du fond de la colonne au moyen des pompes P-03

A/B/C (deux en service et une en stand-by) et est pompée vers le four F-02 où elle sera

chauffée jusqu'à une température de 250°C pour être envoyée vers la colonne (rebouillage).

Les vapeurs de tête sont refroidis par les aéroréfrigérants EA-03 A/B/C, ensuite par

l’échangeur E-07 avant de passer dans le ballon V-09 (ballon de reflux).

Le liquide du ballon V-09 est aspiré par les pompes P-02 A/B et est refoulé sur le 1er

plateau en tant que reflux froid.

Les gaz récupérés au niveau des ballons V-05, V-06, V-08 et V-09 et de coalesceur S-04

sont collectés et envoyés vers le ballon V-07 (ballon de gaz lourd).

Le gaz sortant du V-07 à travers une section de déshydratation constituée de trois

sécheurs à tamis moléculaires, dont 1 en adsorption, le 2eme en régénération et le 3eme en stand-

by.

La teneur en eau dans le gaz déshydraté ne doit pas dépasser 1 PPM.

Ce gaz passe ensuite par les filtres S-03 A/B afin d’éliminer les particules du tamis

entraînés avant d’être envoyé vers l’unité de compression (U-50).

Le condensât stabilisé soutiré du fond de la colonne est refroidi par l’échangeur E-05,

ensuite par l’échangeur E-06, ensuite par les aéroréfrigérants EA-02 A/B/C et enfin par

l’échangeur E-04 A/B où le condensât aura une température de 45°C.

Le condensât stabilisé sortant des trains (TVR ≤ 10 PSI et densité ≈0,73) est collecté et est

envoyé vers l’unité U-83 (stockage).



Au niveau de 5éme train (train 70), la section de stabilisation du condensât n’existe pas,

où le condensât non stabilisé récupéré dans le ballon V-06 ainsi que le gaz lourd sont partagés

à travers les quatre trains.

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Ι-4-4-E) Unité de stockage «U-83» :

Le condensat stabilisé provenant des trains 10/2030 et 40 est envoyé vers les bacs de

stockage 83-T01 A/B/C :

Figure n°7

Les 83T-01 A/B/C sont des bacs identiques, à toit flottant, d’une capacité de 12500 m3

chacun.

Le condensât est expédié à travers les pompes 83P-01 A/B/C qui aspirent des bacs et

alimentent l’oléoduc.

Il est possible d’envoyé vers les bacs 83T-01 A/B/C du condensât stabilisé provenant de

l’unité 02 (condensât off-spec), ainsi de l’expédier directement à travers les pompes 02P-

05A/B en le mélangeant avec le condensât on-spec.

A noter que l’unité 02«off-spec» reçoit aussi du condensât non stabilisé de l’usine de

GPL.

Ι----4444-5) Description générale de l’usine de GPL (phase B):

L’usine de GPL est composée de :

Trois trains identiques de fractionnement de GPL.

83T-01A 83T-01B 83T-01C

Trains 10/20/30/40

Oléoduc « HEH»

83P-01A/B/C

02P-05A/B 02T-04A/B



Une aire de stockage et d’expédition de GPL composée de :

• Trois sphères de GPL on-spec de 500 m³ chacune.

• Une sphère de GPL off-spec de 500 m³.

Une station de compression de gaz pour restituer son énergie de pression pour le

renvoyer à la phase A à la même pression de départ.

L’énergie nécessaire au fonctionnement de l’usine GPL provient de la centrale

électrique de HAMERA, la puissance nécessaire est de 15 MW.

Ι-4444-5-A) Objectif des installations:

Les installations de l’usine de GPL sont concues pour récupérer les GPL contenus dans le

gaz de vente produit par les installations de la phase A.

Le gaz résiduaire est renvoyé aux installations de la phase A pour être dirigé vers la

vente ou la réinjection.

Quant au GPL produit, il est envoyé dans un pipeline vers HAOUDH ELHAMRA.

Le condensat résultant du fractionnement est renvoyé aux installations de la phase A.

Ι----4444-5-B) La charge et les produits:

La charge de la phase B est :

� Gaz à traiter : 48,3.106STm3/j.

Les produits de la phase B sont :

� Gaz résiduel : 46,2.106STm3/j.

� GPL produit : 3986 T/j.

� Condensât produit : 611 T/j.

Ι----4444-5-B-1) Caractéristiques de l’alimentation :

Les conditions du gaz à l’entrée de l’usine de GPL sont :

- Débit cumulatif pour les trois trains : 48,3.106STm3/j.

- Pression : 94,68 bar (a).

- Température : 60°C.

- Poids moléculaire : 19,3.

- Teneur en eau : < 4 ppm.



La composition de gaz à traiter est donnée dans le tableau suivant :

Tableau n°2 :

composant % molaire

CO2 0,61

N2 0,11

CH4 85,34

C2H6 8,56

C3H8 3,33

i-C4H10 0,84

n-C4H10 0,8

i-C5H12 0,21

n-C5H12 0,11

C6H14 0,06

C7+ 0,03

Totale 100

Ι----4444-5-B-2) Spécifications des produits :

Les spécifications rencontrées par l’unité pour les différents produits sont données dans

le tableau suivant :

Tableau n° 3 : spécification de différents produits.

Spécifications GPL Condensât Gaz résiduel

Température [°C] 45 55 60

Pression [bar (a)] 12,25 14 94

poids moléculaire 49 76,36 17,8

Masse volumique à 15°C [Kg/m3] 530 637 ------

Masse volumique à 45°C [Kg/m3] 491 603 ------

Teneur en C2 [%molaire] 3 ------ ------

Teneur en C5+ [%molaire] 0,4 ------ ------

TVR [psia] ------ 15,7 ------

Point de rosée [°C à 81bar(a)] ------ ------ -6



Ι----4444-5-B-3) Conditions aux limites de l’unité :

Le tableau suivant montre que la température et la pression des courants entrant et

sortant de l’usine de GPL :

Tableau n°4 :

Courant Température [°C] Pression [bar (a)]

Gaz d'alimentation 60 94,68

GPL produit vers le stockage 45 12,25

GPL produit vers le pipeline 45 21,5

Gaz de vente 60 94

Condensât 55 14

Chapitre II Généralités


II- Généralités sur le gaz naturel :

II-1) Introduction :

Le gaz naturel est une énergie primaire non renouvelable bien répartie dans le monde,

propre et de plus en plus utilisée. Dispose des nombreuses qualités : abondance relative,

souplesse d’utilisation, qualités écologique et prix compétitifs. La mise en œuvre de cette

énergie repose sur la maîtrise technique de l’ensemble de la chaîne gazière, qui va de

l’extraction aux utilisateurs, en passant par le stockage, le transport et la distribution.

Le gaz naturel est une énergie fossile comme la houille, le charbon ou le lignite. C’est

un mélange dont le constituant principal, de 75 % à 95 %, est le méthane (CH4). Il est donc

composé majoritairement d’hydrogène et de carbone, d’où son nom d’hydrocarbure.

IΙ-2) Composition typique :

Le gaz naturel est composé essentiellement de méthane, qu’est l’hydrocarbure le plus

simple, mais il peut contenir aussi des hydrocarbures supérieurs comme, le propane, le

butane… etc. (gaz «humide» ou «riche»).

En Algérie, on a des gaz naturels riches contenant des quantités appréciables des

hydrocarbures supérieurs.

Le tableau suivant montre la composition d’un certain nombre de gaz naturel, on voit

que cette composition est la plus variable.

TABLEAU N°1 :

Composants Lacq (F)

Groningen (NL)

Ravenne (I) Mer nord (GB)

Brega (LIBYE)

Méthane 69,1 81,3 99,52 93,63 66,8 Ethane 2,8 2,85 0,06 3,25 19,4 propane 0,8 0,39 0,01 0,69 9,1 Butane 1,5 0,13 ----- 0,27 3,7

C5 et plus 0,6 0,06 ----- 0,2 -----

CO2 9,7 1 0,01 0,13 -----

H2S 15 ----- ----- ----- -----

N2 0,5 14,3 0,04 1,78 -----

Hélium ----- 0,05 ----- 0,05 -----



IΙ-3) Caractéristiques des composants :

IΙ-3-A) Méthane :

• Gaz incolore, inodore, inflammable.

• Point d’ébullition : -161,5°C.

• Densité de la vapeur : 0,415.

• Densité du liquide : 0,717.

• Limite d’explosion inférieure : 15%.

• Température d’auto inflammation : 540°C.

IΙ-3-B) Ethane :

• Gaz incolore, très inflammable.

• Point d’ébullition : -88,6°C.



• Limite d’explosion : 3 – 12,5%.


• Point de flash : -187°C.

IΙ-3-C) Propane :


• Point d’ébullition : -42°C.



• Limite d’explosion : 2,3 – 9,5%.


• Point de flash : -187°C.

• 1 litre du liquide libère 311 litres de gaz (15°C, 1bar).

IΙ-3-D) Butane :


• Point d’ébullition : -6°C.



• 1 litre du liquide libère 239 litres de gaz (15°C, 1bar).



IΙ-3-E) Gazoline :

• Liquide claire, inflammable et volatile.

• Intervalle de distillation : 30 – 200°C.

• Point de flash : > 21°C.

• Température d’auto inflammation : 380 – 445°C.

• Poids spécifique à 15°C : 0,710 – 0,760 Kg/l.

IΙ-4) Propriétés dangereuses des composants :

IΙ-4-A) Gazoline :

La gazoline est toxique si inhalée. Des contacts répétés et prolongés avec la peau

provoquent des dermatites.

La gazoline peut être la cause d’ampoules sur la peau.

Si inhalée ou avalée, la gazoline cause des dépressions au système nerveux central.

L’aspiration pulmonaire peut causer de sévères pneumonies.

L’inhalation, même si brève, de la gazoline en hautes concentrations peut être fatale.

Les yeux peuvent être endommagés et irrités.

Les vapeurs sont considérées comme modérément vénéneuses. Si la concentration

dans l’air est suffisamment élevée, la gazoline se comporte comme un asphyxiant.

Pour éteindre les incendies provoqués par la gazoline, il faut utiliser l’écume, le gaz

carbonique, ou des extincteurs secs.

IΙ-4-B) Méthane, éthane, propane et butane :

Sont des asphyxiants simples. Les gaz de ce type n’ont pas des effets toxiques

spécifiques. Ils prennent simplement la place de l’oxygène dans les poumons et leurs effets

sont en corrélation avec la diminution d’oxygène dans l’air qui est respiré.

Les symptômes sont ceux qui précédent l’asphyxie, c'est-à-dire, mal de tête, vertige,

difficulté de respiration, faiblesse, sifflement d’oreilles.

L’oxygène peut devenir les 2/3 du pourcentage présent dans l’air sous qu’il n’y ait des

symptômes appréciables. Mais si la concentration d’un asphyxiant simple arrive à un

pourcentage de 50%, on a des symptômes d’asphyxie très marqués.

Ce produit est très dangereux si on l’expose à la chaleur ou à des flammes (danger de

feu et d’explosion).

Pour éteindre le feu, il faut utiliser du gaz carbonique ou de la poudre.



II-5) Gaz naturel dans le monde :

II-5-1) Réserves de gaz :

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

naturel est une ressource énergétique relativement peu exploitée par rapport au pétrole brute.

En janvier 2004, les réserves totales de gaz dans le monde sont estimées à 202.404 Gm3

plus de 2,2% par rapport à l'an 2000 dont 146.800 Gm3 de réserves récupérables prouvées.

Les réserves prouvées de gaz représentent, en équivalent énergétique, plus de 95 % des

réserves prouvées de pétrole brut.

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

ce qui concerne les réserves prouvées, elles se situent pour 38% en Europe de l'Est, Asie du

Nord et 31% au Proche-Orient, les parts des autres régions étant toutes inférieures à 10%.

Par comparaison avec le pétrole brut, dont les deux tiers des réserves prouvées se trouvent

au Proche-Orient, le gaz naturel représente une diversification géographique des sources

d'énergie dans le monde.

Après trois ans de production, les réserves estimées ont encore augmenté de 4% par rapport

à celles du janvier 1999. L'augmentation est particulièrement importante dans les régions

d'Europe de l'Est, Asie du Nord et d'Amérique du Nord.

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

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

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

estimations des ressources des champs de gaz déjà connus.

II-5-2) Durée de vie des réserves gazières :

La durée de vie (rapport des réserves à la production d'une année donnée) des réserves

totales mondiales de gaz est actuellement de 187 ans. Elle est de 68 ans sur la base des seules

réserves prouvées, chiffre sensiblement supérieur à celui de 45 ans pour le pétrole. Selon le

scénario, la durée de vie des réserves totales connues sera comprise entre 99 et 124 ans en

2010 après déduction des quantités consommées.

Les réserves mondiales de gaz sont donc abondantes, leur accroissement a couvert deux fois

la production intervenue ces trois dernières années. Elles permettront de fournir les quantités

de gaz nécessaires durant le siècle prochain.



II-5-3) Production mondiale du gaz naturel :

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

indépendants) et les Etats Unis qui contribuent pour plus de 50% à la production annuelle est

très frappante.

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

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

grandes marchés consommateurs : Canada (USA) Pays- Bas, Royaume-Uni et l’Algérie.

L'offre mondiale croît rapidement pour se situer dans l'intervalle 2520-2890 Gm3/an en

2000, puis dans l'intervalle 2960-3640 Gm3/an en 2010. Cette croissance se ralentit ensuite

dans les deux scénarios, le niveau d'offre potentielle en 2030 étant compris entre 3110 et 4130

Gm3/an.

La répartition géographique de l'offre potentielle est présentée dans les tableaux2 et 3

Tableau 2 - Offre potentielle de gaz - Scénario haut (en Gm3).

Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel Année 1995 2000 2010 2020 2030

Afrique 82 136 199 229 230 Asie Centrale et de l'Est 77 142 187 224 255

Asie du Sud Est et Océanie 125 180 219 269 305 Europe de l'Est - Asie du Nord 698 984 1289 1397 1400

Proche-Orient 143 242 373 476 552 Amérique du Nord 714 746 880 943 1026 Amérique du Sud 75 117 163 181 199

Europe Centrale et Occidentale 250 344 330 269 166 Monde 2,164 2,891 3,640 3,988 4,133



Tableau 3- Offre potentielle de gaz - Scénario de référence (en Gm3).

Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel

Année 1995 2000 2010 2020 2030

Afrique 82 134 168 189 192

Asie Centrale et de l'Est 77 116 142 155 165

Asie du Sud Est et Océanie 125 171 200 204 210

Europe de l'Est - Asie du Nord 698 714 893 947 950

Proche-Orient 143 232 331 408 464

Amérique du Nord 714 734 801 833 854

Amérique du Sud 75 101 131 149 155

Europe Centrale et Occidentale 250 318 290 203 117

Monde 2,164 2,520 2,956 3,088 3,107

L'offre potentielle augmente régulièrement en toutes régions, sauf en Europe Centrale et

Occidentale où elle commence à décliner lentement après l'an 2000. Cette baisse n'est

significative qu'après 2010 ce qui est une évolution favorable par rapport au précédent rapport

où la chute entre 2000 et 2010 fût assez rapide. On notera en outre que des réserves

importantes se trouvent à des distances de transport moyennes dans les régions environnant

l'Europe Centrale et Occidentale. Les prévisions relatives à l'offre enregistrent des variations

mineures comparées à celles des études précédentes.

II-5-4) Demande mondiale en gaz naturel :

II-5-4-1) Demande actuelle de gaz :

Entre 1985 et 1995, la demande mondiale d'énergie a augmenté à un rythme moyen de

1,6 % par an pour atteindre 338 EJ. Durant la même période, la croissance a été de 2,2% par

an pour le gaz naturel dont la consommation a atteint 2120 Gm3 (78 EJ) en 1996, soit presque

23 % de la demande d'énergie. Cette croissance de la demande de gaz est proche des

prévisions à court terme des études réalisées au triennat précédent. Elle est observée en toutes

régions, sauf toutefois en Europe de l'Est et Asie du Nord où une diminution importante a été

enregistrée durant le dernier triennat.



II-5-4-2) Demande potentielle d'énergie et de gaz :

La consommation mondiale d'énergie continuera de croître pour atteindre 475 EJ en 2010 et

680 EJ en 2030, soit plus de deux fois le niveau actuel. La croissance sera modérée dans les

pays développés qui continueront à investir pour améliorer l'efficacité des usages de l'énergie.

Au contraire, une forte augmentation est attendue dans les nouveaux pays industrialisés et les

pays en voie de développement, en particulier en Asie et en Afrique, en raison de la

croissance de la population et de l'implantation d'activités grosses consommatrices d'énergie

aujourd'hui localisées dans les pays développés.

Le scénario de référence pour la demande potentielle de gaz se place dans ce contexte.

Selon ce scénario, la demande mondiale atteindra 2550 Gm3 (93 EJ) en 2000, 3200 Gm3 (117

EJ) en 2010 et 4100 Gm3 (150 EJ) en 2030.

La part du gaz dans la demande mondiale d'énergie dépassera 24 % en 2010.

Les estimations sont très proches des prévisions de l'étude précédente pour l'an 2000. Elles

sont par contre plus optimistes pour le long terme (supérieures à 10% en 2030).

L'Amérique du Nord, l'Europe et l'Asie du Nord resteront les principaux marchés gaziers,

mais la demande de gaz croîtra plus modérément dans ces régions que dans d'autres.

Le gaz sera néanmoins l'énergie ayant la plus forte croissance dans ces régions avec de

nouvelles perspectives notamment dans les domaines de la production d'électricité et du

transport. Dans tous les secteurs de consommation, le gaz naturel contribuera à l'amélioration

de l'environnement.

C'est dans les autres régions du monde, et en particulier dans les régions Afrique, Asie

Centrale et de l'Est et Proche-Orient que les taux de croissance les plus élevés seront observés.

Ces régions verront leur part dans la demande mondiale de gaz passe de 16 % aujourd'hui à

26 % en 2030.Ces prévisions sont en évolution par rapport à celles de 1994.

La croissance attendue en Europe Centrale et Occidentale est légèrement plus modérée alors

qu'elle est au contraire revue nettement à la hausse au Proche-Orient, en Asie Centrale et de

l'Est.



Tableau 4 -Demande mondiale de gaz par région (Cas de base).

Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel Année 1994 1995 2000 2010 2020 2030

Afrique 43 49 68 105 145 177 Asie Centrale et de l'Est 139 145 233 342 441 526

Asie du Sud Est et Océanie 68 74 103 132 157 185 Europe de l'Est - Asie du Nord 548 522 614 740 812 883

Proche-Orient 128 144 203 278 337 388 Amérique du Nord 698 727 760 899 980 1,082 Amérique du Sud 68 75 99 134 164 197

Europe Centrale et Occidentale 356 384 467 560 614 650 Monde 2,048 2,120 2,547 3,190 3,650 4,088

Tableau 5 - Demande mondiale de gaz par région (Scénario Alternatif) .

Unité : Gm3 (109m3) Réalisé Potentiel

Année 1994 1995 2000 2010 2020 2030

Afrique 43 49 64 98 138 168

Asie Centrale et de l'Est 139 145 201 265 322 373

Asie du Sud Est et Océanie 68 74 89 103 115 131

Europe de l'Est - Asie du Nord 548 522 570 652 685 720

Proche-Orient 128 144 191 247 283 313

Amérique du Nord 698 727 730 755 773 784

Amérique du Sud 68 75 96 121 141 163

Europe Centrale et Occidentale 356 384 437 494 524 543

Monde 2,048 2,120 2,378 2,735 2,981 3,195

La sensibilité de ces prévisions au jeu d'hypothèses est importante.

En Amérique du Nord notamment, l'hypothèse d'une croissance économique réduite pèse

fortement sur la demande d'énergie; dans ce cas, la consommation de gaz croît très lentement

au-dessus du niveau actuel. En Europe de l'Est et Asie du Nord, le potentiel du marché gazier

est réduit de presque 20% si l'on suppose que l'évolution économique générale conduira à une

stagnation de la production industrielle.



II-6) Le gaz naturel en Algérie :

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

niveau mondial.

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

zone haute pouvant constituer un anticlinal, notamment dans la région de Hassi R’mel, un

premier forage (HR1) a été réalisé en 1956. Huit puits sont alors réalisés, délimitant ainsi une

structure anticlinale constituant un grand réservoir de gaz.

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

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

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

champ, dés février 1961, deux unités livrent du gaz à GL4-Z à travers un gazoduc reliant

Hassi- R’mel à Arzew, le condensât était évacué à HAOUDH El HAMRA via

l’oléoduc «N°8 ».

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

actuelle de développement.

De 1961 à 1971, la production annuelle de gaz brut passe de 0 ,8 à 3,2 milliards de m3 et

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

De 1971 à 1974 : des études des réservoirs permettent de définir le mode d’exploitation du

champ.

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

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

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

1971 et 1974.

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

Une particularité à souligner est que l’Algérie a pu réaliser diverses installations de

liquéfaction de gaz naturel qui lui permettent de le commercialiser sous forme liquide et le

transporter dans des méthaniers vers le marché extérieur (Etats-Unis, Europe… etc.).

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

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

gazoduc transméditerranéen qui relie l’Algérie à l’Italie et la Slovénie via la Tunisie.



II-6-1) Richesse Algérienne en gaz naturel :

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

qui est le plus grand à l’échelle mondiale et celui de in- Salah qui sera exploité en l’an 2002.

L’Algérie est placée au quatrième rang, en possédant 10% environ des réserves mondiales.

L’exploitation de gaz naturel en provenance de l’Algérie atteindra 80 milliards m3 de

production (voir figure-1). Autrement dit, l’Algérie deviendra le quatrième exportateur dans

ce secteur.

II-6-2) Les réserves gazier en Algérie :

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

des dix dernières années les bassins de Berkine et d'Illizi ont enregistré les taux de réussite les

plus élevées dans l'exploration, avec respectivement 51% et 50%. Parmi les autres bassins de

Berkine qui se classent comme les plus fructueux figure, le bassin d’Oued Mya où ils ont

effectué une autre découverte de gaz et de pétrole en 2002, ainsi que les bassins de Timimoun

et Hassi Messaoud (voir figure-2).

Il est estimé actuellement que des investissements de l'ordre de 7Milliards de $ devront être

débloqués les prochaines années afin de développer touts les découverte réalisées.



II-7) Caractéristique du gaz naturel :

Au stade final de son exploitation, le gaz naturel peut être caractérisé par les propriétés

suivantes :

II-7- a) Densité :

Elle est définie pour un gaz comme étant le rapport de sa masse volumique à celle de l’air,

dans les conditions déterminées de température et de pression. Comme elle peut être obtenue

à partir de sa masse moléculaire que l’on peut définir au moyen de sa composition chimique

en utilisant la relation :

DENSITE DU GAZ= MASSE MOLECULAIRE /29. II-7- b) Pouvoir calorifique : C’est la quantité de chaleur dégagée par la combustion d’une unité de volume du gaz,

mesurée dans les conditions de référence. Le pouvoir calorifique pour le gaz naturel

s’exprime en joules par mettre cube.

Il existe deux valeurs de pouvoir calorifique :

- Pouvoir calorifique supérieur :

Il correspond à la chaleur dégagée pour la combustion complète de 1 Kg ou 1m3 de

combustible dans la fumée, l’eau fumée ce trouve à l’état liquide.



- Pouvoir calorifique inférieur :

Il correspond à la combustion, dans laquelle l’eau est à l’état vapeur dans la fumée. Une

quantité de chaleur du PCS qui est égale à la chaleur latente de vaporisation de l’eau.

II- 7- c) Composition chimique :

Elle indique la nature des composés hydrocarbures et d’autres constituants du gaz et leur

importance relative dans le mélange par l’intermédiaire de leur fraction volumique ou

moléculaire.

La composition chimique d’un gaz est utilisée pour l’étude de vaporisation. Elle sert à

calculer certaines de ces propriétés en fonction de la pression et de la température

(compressibilité, densité) et à définir les conditions de son traitement lors de l’exploration

(extraction des produits liquides).

II-7- d) Composition du gaz naturel :

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

d’ailleurs on peut avoir :

- Un gaz bactérien :

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

s’accumulent dans les sédiments. Le gaz formé est appelé gaz bactérien ou gaz biochimique.

- Un gaz thermique :

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

températures et pressions croissantes. Ils vont subir une dégradation thermique qui va donner

à côté des hydrocarbures une large gamme de composés non hydrocarbonés.

- Un gaz inorganique :

Le mode inorganique de formation des gaz hydrocarbures reste très secondaire.

Les gaz volcaniques ou les sources hydrothermales contiennent parfois du méthane.

II-7-e) Type de gaz naturel :

L’apparition d’une phase liquide dépend la température et la pression dans le réservoir et

en surface. Ceci conduit à distinguer les cas suivants :

- Gaz sec :

Ne formant pas de phase liquide en cours de la production dans les conditions de

surface. Le gaz est concentré en méthane et contient très peu d’hydrocarbures plus lourds que

l’éthane.



- Gaz humide :

Formant une phase liquide en cours de la production dans les conditions de surface, Il

est moins concentré en méthane.

- Gaz a condensât :

Formant une phase liquide en cours de la production dans les conditions de surface, il est

moins concentré en méthane.

- Gaz associé :

Coexistant dans le réservoir avec une phase « huile » (gisement de pétrole). Le gaz

associé comprend le gaz de couverture (phase gazeuse présente dans le réservoir) et le gaz

dissous.

- Gaz non associé :

C'est la forme la plus exploitée de gaz naturel. Son processus de formation est similaire à

celui du pétrole. On distingue le gaz thermogénique primaire, issu directement de la pyrolyse

du kérosène, et le gaz thermogénique secondaire, formé par la pyrolyse du pétrole. Le gaz

thermogénique comprend, outre le méthane, un taux variable d'hydrocarbures plus lourds,

pouvant aller jusqu'à l'heptane (C7). On peut y trouver aussi du CO2, du SO2, et du H2S appelé

aussi « gaz acide ».

- Gaz biogénique :

Le gaz biogénique est issu de la fermentation par des bactéries de sédiments

organiques. À l'instar de la tourbe, c'est un combustible fossile mais dont le cycle est

relativement rapide. Les gisements biogéniques sont en général petits et situés à faible

profondeur. Ils représentent environ 20% des réserves connues de gaz conventionnel.

II-8) Procédés de traitement de gaz :

Les procédés de traitement de gaz sont multiples, le choix du procédé adéquat se base

sur les critères suivants :

- Qualité de l’effluent brut.

- Taux de récupération d’hydrocarbures liquides visé.

- Spécifications des produits finis.

- Coût global des investissements.



Pour les types de procédés qui sont mis en œuvre, il y a :

II-8-a) Procédés « PRITCHARD » :

Il est basé sur le refroidissement du gaz par échanges thermique et par détentes avec

utilisation d’une boucle de propane comme système réfrigérant pour atteindre en fin de cycle

de température voisine de -23 °C.

II-8- b) Procédés « HUDSON » :

Il est basé sur le refroidissement du gaz par échanges thermique et par une série de

détentes à travers une machine dynamique appelée « turbo expander » qui permet d’atteindre

un niveau de -40°C.

II-8- c) Procédés mixtes :

Ils sont les plus performants, car ils utilisent le turbo- expander, la vanne Joule –Thomson

et la boucle de propane, où on atteint les -66°C.

Les procédés mixtes sont plus performants, car ils permettant une meilleure récupération

des hydrocarbures. Le gaz brut en provenance des puits producteurs est un mélange (Gaz et

hydrocarbures liquides) contenant une faible proportion d’eau de gisement. Elle se présente à

une pression de 67,5 bars et une température maximale de 100°C. (Cas de Alrar).

Le fonctionnement s’articule autour de quatre étapes :

- Elimination de l’eau :

L’eau libre contenue dans la charge est éliminée par décantation au niveau du premier

ballon de séparation par un refroidissement à travers des aéroréfrigérants.

L’eau de saturation des hydrocarbures est éliminée par adsorption sur un tamis

moléculaire ou par absorption au glycol.

- Extraction des hydrocarbures liquides :

Elle se fait par abaissement progressif de la température du gaz brut suivant les procédés

cités précédemment obtenant ainsi un gaz très sec répondant aux spécifications commerciales.

- Stabilisation et fractionnement des hydrocarbures liquides :

Cette section de la chaîne permet le traitement des hydrocarbures liquide extraits de

l’effluent en deux phases et par distillation fractionnée.

La stabilisation permet d’éliminer tous les gaz légers tels que le méthane et l’éthane entraînés

et le fractionnement consiste à séparer les hydrocarbures liquides stabilités en condensât et

GPL.



- Décompression Des Gaz Moyenne Pression :

Le gaz des séparatrices moyennes pressions ont les mêmes qualités que le gaz sec

produit, pour cela, ils sont récupérés puis comprimés avant d’être mélangés au gaz sec.

Le gaz à condensât, il est sous forme liquide dans les conditions normales de températures et

de pression.

II-9) DOMAINES DES UTILISATIONS :

II-9-1) Utilisation des hydrocarbures légère : CH4, C2H6, C3H8, C4H10 :

Fig.3 : Schéma d’utilisation de C1, C2, C3, C4.

Butylène

Acide Oxydation

Butadiène

Déshydrogénation

Ethylbenzèn

Pyrolys

Nitration

C2H5NO2

PTE

Alkylation

ChlorationC2H5

Ethylène

C3H8

C4H10

Acétaldéhyde, Acide acétique, Acétone

Nitrométhane, Nitroéthane, Nitropropane

Ethylène, Propylène

Oxydation

Pyrolyse

Nitration

CH3Cl, CH2Cl2, CHCl3, CCl4

RésineFormaldéhyde Méthanol

Chloration

Gaz de synthèse Catalytique

Conversion CH4

C2H6



II-9-2) Domaine d’utilisation de propane et de propane :

II-9-2-a) Principale transformation et domaines d’utilisation du propane :

Le propane est oxydé en acétaldéhyde, formaldéhyde, acide acétique et acétone. Lors de

la pyrolyse du propane il se forme l’éthylène, et le propylène, tandis que le nitro méthane, le

nitro éthane et le nitro propane sont issus de la réaction de nitration.

Les produits de chloration n’ont pas trouvé jusqu’à présent d’application industrielle.

Pourtant, il est bien connu que le propane, à coté du méthane et d’éthane sont utilisés dans la

fabrication de l’acétylène.

• Propane dans la réfrigération :

Le propane est utilisé dans des circuits fermés comme agent réfrigérant (boucle de

propane). Il échange ses frigories avec les produits chauds dans des appareils appelés

(chillers), selon le procédé Prichard, il permet d’atteindre en fin de cycle des températures

voisines de –23°C.

Les produits issus du propane :

Isopropylbenzène

PROPANE

Polyéthylène

Dichloroéthane

Acétylène

Nitropropane

Ethylbenzène

Acétaldéhyde

Polypropylène

Propylène

Ethylène

Dodécylène

Polychlorure de vinyle

Nitration Oxydation Pyrolyse

Fig.4 : les produits issus du propane.



II-9-2-b) Domaines d’utilisation des butanes :

� n- butane :

On l’utilise pour produire des nombreuses oléfines comme, l’éthylène, le propylène et

divers butylènes ou bien acétylène et butadiène. Les n-butanes s’oxydent en donnant

l’acétaldéhyde, l’acide acétique, le formaldéhyde, l’acétone... etc. Lors de la nitration du

butane on obtient les nitro butanes-1et 2.L’isomérisation du butane le transforme en

isobutane.

� i-butane :

L’isobutane intervient dans de nombreuses alcoylations qui se produisent lors de la

préparation des supercarburants à indice d’octane élevé, il est considéré comme agent

d’alcoylation très efficace. L’iso butylène formé lors de la déshydrogénation de l’isobutane,

sert de matière première dans la préparation du caoutchouc Butyle, du polyisobutylène et de

l’essence de polymérisation.

Les produits issus des butanes:

n- butane

Acide acétique

Acétaldéhyde

Alcool butylique

Caoutchouc

Isobutane

Butadiène Ethylène Propylène

Polypropylène

Isobutane

Polyéthylène

Métylethylcéton

Acétone

Butylène

Iso butylène

Déshydrogénation Pyrolyse Oxydation Isomérisation

Fig.5 : Les produits issus du butane.



II-9-3) Domaines d’utilisation des GPL :

• Le GPL en pétrochimie :

Essentiellement utilisés comme combustible dans les secteurs résidentiels et

commerciaux, 1,8% des GPL sont cependant consommés comme charge pétrochimique. 10%

de l’éthylène, produit pare de la pétrochimie est produit mondialement à partir du propane.

La demande globale pétrochimique de GPL enregistre un taux de croissance de l’ordre de

20 %.

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

booster d’octane des essences en substitution au plomb.

En Algérie, cette activité présente le double avantage de permettre la production des

produits nécessaires à la consommation interne ainsi qu’à l’exportation des produits

intermédiaires. Etant donné que la capacité de séparation des GPL est de 9 MT en 2001, il

subsisterait une quantité des GPL qui pourra être valorisé comme charge pétrochimique.

• Le GPL carburant, GPL/C :

Le GPL/C, dont la composition diffère d’une région à une autre, est un carburant qui

est utilisé dans des nombreux pays dans le monde, essentiellement en Amérique, en Europe et

dans le sud asiatique.

Un pourcentage de 7à 8% du GPL consommé mondialement est sous forme de

carburant. L’expérience internationale dans l’utilisation du GPL comme carburant .

Permet d’affirmer que le GPL est aujourd’hui un carburant éprouvé et largement utilisé.

Les atouts de ce carburant lui confèrent les caractéristiques d’un carburant propre, moins

polluant que l’essence.

L’indice d’octane élevé des GPL permet leur substitution à l’essence sans modification

du moteur, de plus il confère à celui-ci un pouvoir antidétonant. Ce carburant a beaucoup

d’avantages pour l’environnement, il a une capacité de se mélanger à l’air meilleure que celle

de l’essence, il y a absence de plomb, ainsi qu’une diminution des résidus de CO2 et de CO.

Il est à noter que le GPL/C n’encrasse pas le moteur, et cette grâce à son indice

d’octane élevé, ce qui augmente la longévité du moteur et lui assure en plus un pouvoir

antidétonant, ainsi qu’un pouvoir calorifique élevé. Le GPL/C est le premier carburant sans

plomb compétitif au gas-oil et au super sans plomb, avec prés de 23 000 stations dans le

monde qui délivrent du GPL/C à plus de 5 millions véhicules pour une consommation de 10

MT.



• Le GPL dans la production électrique :

Le parc de production électrique en Algérie a été développé avec l’utilisation du gaz

naturel comme unique et principal combustible. Les GPL n’ont pas été introduits jusqu’ici

dans la génération électrique ni en tant que combustible de base, ni en tant que combustible de

secours en dépit des recommandations du modèle national de consommation énergétique.

Cependant la pénétration des GPL dans la génération électrique pourrait être importante si

les conditions de nature économique ou financière venaient à être favorables.

Les marchés ciblés à cet effet, et qui sont attractifs pour le GPL, devraient être les

marchés où le gaz naturel est inaccessible.

• Le GPL dans la climatisation :

La détente des GPL absorbe de la chaleur et crée du froid. Sur ce principe ont été construits :

- Des réfrigérateurs.

- Des climatiseurs (moyenne capacité).

II-8-4) Caractéristiques et domaines de valorisation du condensât :

Le condensât est constitué d’un mélange d’hydrocarbures paraffiniques, de l’iso pentane

jusqu’au dedecane et plus, généralement extrait des gisements de gaz à condensât, il est sous

forme liquide dans les conditions normales de températures et de pression.

II-8-4-1) Caractéristiques du condensât :

Les principales caractéristique physiques du condensât sont :

• Aspect : C’est un liquide incolore, avec une odeur d’essence.

• Poids spécifique : Le poids spécifique du condensât est compris entre 0.7 à 0.8.

• Point d’éclaire : Son point d’éclaire est inférieur à -40°C.

• Limite d’inflammabilités : il est très inflammable, car il a un point d’éclaire inférieur

à zéro, ses limites d’inflammabilités sont approximativement : 1.4 à 7.6% vol (dans

l’air).

• Densité de vapeur : les vapeurs de condensât sont plus lourdes que l’air, la densité de

vapeur est de : 3 à 4 (dans l’air).

• Explosivité et inflammabilité : le condensât est un fluide hautement inflammable et

évaporable à température et à pression normales, du fait qu’il n’est pas électro

conducteur, présente un danger d’inflammation ou explosion du fait de l’étincelage

électrostatique amorcé par coulage, filtration et pulvérisation…ect.



On devra faire attention car les vapeurs du condensât constituent un mélange gazeux

explosif se répondant par terre du fait de sa densité plus élevée que celle de l’air.

• Toxicité physiologique : les vapeurs du condensât sont toxiques .Lorsqu’un homme

s’y expose, le premier symptôme constaté sera l’irritation des yeux ce qui sera suivi de

symptômes névropathies, lorsque la concentration des vapeurs du condensât sont de

l’ordre de 0.025 à 0.05 % vol. Dans l’air.

Elles ne peuvent pas causer de symptômes sérieux, même après plusieurs heures

d’inhalation.

• Précaution hygiéniques : Pour prévenir l’intoxication, on doit réaliser une

ventilation convenable des locaux de travail et maintenir la concentration des vapeurs du

condensât à moins de 300 ppm.

II–8- 4-2) Utilisations du condensât :

La particularité du condensât réside dans son utilisation dans deux secteur industriels

entièrement stratégique : la pétrochimie et le raffinage.

Cette bivalence confère à ce produit une valeur différente par secteur d’utilisation, qui

représente en fait un coût d’opportunité par rapport à la charge classique dans une

raffinerie ou un craqueur.

II-8-4-2-a) Utilisations du condensât dans la pétrochimie :

La valorisation du condensât, se fait principalement dans le domaine de la pétrochimie,

secteur où la demande est très importante.

Le vapocraquage est ainsi la principale voie pour la production des oléfines ; dans ce

secteur, trois éléments dominent :

- L’accentuation du déséquilibre entre les demandes respectives d’éthylène et de

propylène, avec une croissance moyenne annuelle d’ici 2005 voisine de 4% pour le

première et proche de 5% pour la seconde.

- Le fonctionnement des vapocraquages de charge liquide à la limite de flexibilité du

rapport propylène / éthylène.

- L’accroissement de la contribution de craquage catalytique à la fourniture de

propylène .L’intérêt de ce produit dans la pétrochimie est justifié par les

- considérations suivantes :



� Le condensait est riche en hydrocarbures paraffiniques et naphténiques C5 – C7

ayant un bon potentiel de production d’oléfine.

� Une faible quantité en hydrocarbures aromatique, qui se transforment en Poly –

aromatique lors de vapocraquage.

II-8-4-2-b) Utilisations du condensât dans le raffinage :

Le condensât est utilisé dans la production des carburant notamment les essences, leurs

prix de revient est plus bas que les essences produites à partir du pétrole brut car la séparation

et la transformation du condensât est moins coûteuse, et sa composition chimique riche en

élément légères.

Il est utilisé dans le procédé d’isomérisation pour produire l’essence « isomérisation »

en transformant les normales paraffines en iso paraffines qui ont un haut indice d’octane

(NO), utilisé également dans le reforming catalytique.

Chapitre III La Rectification


III- Théorie de la rectification

III-1) Introduction :

Les procédés de traitement, basés sur les transferts de matière sont très importants pour la

séparation des produits composés, tels que le pétrole et de gaz naturel. Ainsi par rectification on

obtient à partir produits (par exemple le pétrole brut), une gamme très variées de mélanges

hydrocarbures (l’essence, kérosène, fuel-oil…etc.).

Par ce procédé également on fractionne les produits issus des diverses opérations en obtenant à

partir des mélanges des sous produits (gaz liquéfié, butane, propane ….etc.).

III-1-1) Définition :

La rectification est un procédé physique de séparation d’un mélange composé en constituants

pratiquement purs de compositions dérivées et se base sur la mise en contact d'une phase liquide

et d'une phase vapeur qui tendent à s'équilibrer mutuellement. Cela implique d'une part,

l'équilibre de température et de pression, et une redistribution des constituants entre les phases

d'autre part.

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

motrice de transfert d'une substance est la différence de concentration de l'élément dans les deux

phases.

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

par les paramètres suivants :

- Les concentrations de l'élément dans la phase vapeur et la phase liquide.

- La température et la pression.

Figure III-1 : Schéma simplifier Rectification.



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

L'opération de rectification est basée sur le phénomène de séparation par diffusion des

constituants d’une phase à une autre phase par des mises en contacts des deux phases.

Une telle séparation est réalisée à contre-courant en continu dans un appareil appelé : (colonne

de rectification), soit par étage dans une colonne à plateaux, soit dans une colonne à garnissage.

La colonne de rectification est un appareillage cylindrique, vertical, de hauteur et de diamètre

variable constitué à l’intérieur des compartiments horizontaux appelés : (des plateaux ou des

garnissages).

La rectification est une distillation fractionnée, autrement dit qualitative et cette augmentation

de qualité par rapport à la distillation est due au placement soit des plateaux, soit des garnissages

à l’intérieur de la colonne, par conséquent il y’a augmentation de la surface de contact qui

implique l’augmentation du degré de pureté.

III-2) Principe de fonctionnement d’une colonne de rectification :

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

qui sont soit des corps purs, soit des mélanges comportant moins des constituants que le mélange

initial.

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

(plateaux ou de garnissage) permettant d’assurer un contact intime entre les deux phases (reflux

liquide et gazeux).

Afin de permettre un transfert de matière et d’énergie entre les deux phases et atteindre l’état

d’équilibre.

Sur le long de la colonne la phase vapeur s’enrichisse, de bas en haut en élément le plus

volatile et la phase liquide s’enrichisse en élément le moins volatile de haut en bas. Pour avoir en

tête de la colonne un distillat D et en bas un résidu R.

III-3) Description d’une colonne de rectification :

Chaque colonne de rectification composée toujours de trois zones :

� Une zone d’alimentation dite (zone de flash) ou l’alimentation est introduite à l’état vapeur,

liquide ou bi phasique (selon la température de la charge).

� Une zone située au dessus de la zone de flash est appelée (zone de rectification),

caractérisée par un condenseur qui sert à condenser partiellement ou totalement la vapeur

sortante de la tête de colonne.



Une partie de ce mélange est envoyée en tant que (reflux froid) vers la partie supérieure de la

colonne pour garder le gradient de température et corriger la composition des produits de tête.

L’autre partie est extraite comme distillat à l’état liquide (lorsqu’il s’agit d’une condensation

totale).

� Une zone située au dessous de la zone de flash est appelée (zone d’épuisement), caractérisée

elle aussi par la présence d’un rebouilleur, qui sert à apporter une certaine quantité de chaleur au

liquide soutiré du dernier plateau (reflux chaud ou rebouillage) afin de récupérer les constituants

légers entraînés par les lourds.

La quantité de matière échangée dépend de la concentration initiale et finale, des pressions

partielles, de la surface de l’élément de contact et de l’écoulement (vitesse).

Le fonctionnement normal de la colonne de rectification pour l’obtention d’un distillat et d’un

résidu avec des compositions voulues dépend principalement de l’état de la charge et par

conséquent du lieu d’alimentation.

Généralement la charge peut être envoyée dans la colonne à :

• Etat liquide (e0=0) :

L’alimentation doit être introduire dans la partie supérieure de la colonne.

• Etat vapeur (e0=1) :

L’alimentation doit être introduire dans la partie inférieure de la colonne.

• Etat bi phasique liquide-vapeur (0<e0<1) :

L’alimentation doit être introduire dans la partie médiane de la colonne.

Le lieu exact de l’alimentation peut être déterminé en calculant le nombre de plateau de la

zone de rectification et de l'épuisement.



III -4) Type des colonnes de rectification :

Les colonnes utilisées pour la rectification des mélanges binaires ou d’ordre supérieur

(complexe) divise en deux types distincts :

- les colonnes à éléments séparés (plateaux, grilles et cascade).

- Les colonnes à garnissage.

III-4-1) Colonnes à plateaux :

Le transfert de matière entre les phases vapeur et liquide résulte du contacte intime de ces deux

phases circulant à contre courant. Ce contact s’effectue en discontinue.

Les paramètres opératoire (T, P) ainsi que le nombre de plateaux théoriques et les quantités de

chaleur à mettre en œuvre, sont fonction des bilans massiques (matière) et thermiques et des

équations d’équilibres.

Figure III-2 : Schéma d'une colonne à plateaux.

Chapitre III

FST2017

III-4-1-1) Classification des plateaux

On peut classer deux types des

- Les plateaux à déversoirs.

- Les plateaux sans déversoirs.

III-4-1-2) Les différents types de plateaux

� Plateaux perforé à déversoirs

Ces plateaux gèrent le flux liquide

contre le passage de la vapeur

active.

Ce type des plateaux est moins

manque de flexibilité. Un débit de vapeur trop faible laisse se développer un phénomène de

pleurage important, alors qu’une élévation de débit provoque rapidement des phénomènes de

l’entraînement favorisés par le fait que les jets de vapeurs ne sont pas brisés comme dans les

autres technologies. Un autre intérêt des plateaux perforés est leur faible perte de charge.

Il est extrêmement important de déterminer les limites de fonctionnement entre lesqu

plateau donne entière satisfaction.

Elles dépendent principalement du diamètre des perforations, celui

4,76 mm, mais actuellement on considère que

permettent de repousser les limites de l’engorgement. Le rapport entre l’épaisseur du plateau et

son diamètre est compris entre

Figure III-3 : Schéma simplifier

46

Classification des plateaux :

s plateaux :

déversoirs.

types de plateaux :

Plateaux perforé à déversoirs :

Ces plateaux gèrent le flux liquide de manière tout à fait classique à l’aide de

contre le passage de la vapeur est assuré de simples perforations dans les plaques formant l’aire

plateaux est moins cher que les autres technologies, leur défaut majeur est leur



vorisés par le fait que les jets de vapeurs ne sont pas brisés comme dans les


extrêmement important de déterminer les limites de fonctionnement entre lesqu

plateau donne entière satisfaction.

Elles dépendent principalement du diamètre des perforations, celui-ci à été longtemps limité à

mais actuellement on considère que des perforations de 1,25cm

es limites de l’engorgement. Le rapport entre l’épaisseur du plateau et

son diamètre est compris entre 0,1 et 0,7.

: Schéma simplifier Plateaux perforé à déversoirs.

La Rectification

CE/MASTER

de manière tout à fait classique à l’aide de déversoirs par

les plaques formant l’aire

que les autres technologies, leur défaut majeur est leur



vorisés par le fait que les jets de vapeurs ne sont pas brisés comme dans les


extrêmement important de déterminer les limites de fonctionnement entre lesquelles le

ci à été longtemps limité à

1,25cm sont acceptables et

es limites de l’engorgement. Le rapport entre l’épaisseur du plateau et

déversoirs.



� Plateaux sans déversoirs :

Ces plateaux ne sont constitués que de simple plaques perforées et donc de construction peu

onéreuse.

Le liquide et la vapeur s’écoulent à contre-courant par les mêmes orifices, qui peuvent être des

simples trous ou des clapets fixes.

Les débits ne s’écartent pas beaucoup de ceux prévus par le calcul. Ces plateaux ont une

efficacité acceptable, mais néanmoins faible car le temps de contact gaz – liquide est limité.

Ils sont réservés aux systèmes pouvant donner lieu à des encrassements ou des dépôts solides.

Tous ces plateaux qui sont construits soit en acier au carbone, soit en acier allié selon

l’agressivité des produits, doivent être démontables, donc les plaques sont décomposés en

éléments pouvant être introduire par un trou d’homme.

� Plateaux à calottes :

C’est le modèle le plus répondu encore aujourd’hui, il se rencontre encore dans les industries

pétrolières ou chimiques. Construire en fonte moulée, il est constitué d’une plaque perforée,

chaque trou étant muni d’une cheminée, celle-ci sert à guider une calotte dont la fixation est

assurée par une tige et un contre-écrou.

Une centaine de forme différente de calottes ont été imaginées et conduise à une efficacité de

contact plus au moins bonnes. Une certaine de quantité de liquide est maintenue sur le plateau

grâce à un déversoir qui assure l’écoulement du liquide vers le plateau inférieur.

La qualité prédominante d’un plateau à calotte est sa faculté d’adaptation à une très large

gamme des débits liquide et vapeur. Son utilisation est toutefois restreinte en raison de

son coût élevé et des fortes pertes de charge qu’il crée dans la colonne.

On doit aussi noter la difficulté à vidanger, lors d’un arrêt le liquide retenu, et ce malgré la

présence de trous spécifiques.

Figure III-4 : Schéma de calotte.

Chapitre III

FST2017

� Plateaux à clapets :

C ‘est un plateau perforé, dont les orifices sont équipés de clapets.

de ces derniers est fonction du débit de

Ils sont progressivement substitués aux plateaux à calotte, car

légèrement supérieures, pour un prix de revient plus faible. Ils existent des clapets

triangulaires ou allongés.

Les clapets correspondent aux orifices de

de soulèvement est de 1cm environ.

� Plateaux à jet dimensionnel

C‘est un plateau ou sa construction est inspirée de simplicité et faible

plateaux perforé et réduction du gradient liquide par échappement orienté de la vapeur sous les

linguets dans le modèle (Float valve tray), ces dernier sont mobiles et articulés au plateau par une

charnière.

III-4-2) Colonnes à garnissage

Elles sont utilisées dans la distillation et l'absorption. Ces colonnes réalisent à contre

continu. L'échange de matière croit en régime turbulent. C'est pourquoi elles sont remplies

d'éléments solides.

On emploi comme garnissage

la brique qui ont l'avantage d'être particulièrement bon marché.

Le garnissage efficace doit être tel que la surface par unité de volume soit la plus grande

possible; distribution uniforme du liq

Les garnissages les plus utilisés dans l'industrie sont de

cylindres dont la hauteur est égalent

Figure.III

48

dont les orifices sont équipés de clapets. La hauteur de soulèvement

est fonction du débit de vapeur, qui s’échappe horizontalement

Ils sont progressivement substitués aux plateaux à calotte, car leurs performances

pour un prix de revient plus faible. Ils existent des clapets

Les clapets correspondent aux orifices de 38,9mm ont un diamètre de 4,76cm

environ.

Plateaux à jet dimensionnel :

C‘est un plateau ou sa construction est inspirée de simplicité et faible prix de revient que les



nissage :

Elles sont utilisées dans la distillation et l'absorption. Ces colonnes réalisent à contre


On emploi comme garnissage n'importe quels morceaux solides, généralement du coke ou de

la brique qui ont l'avantage d'être particulièrement bon marché.


possible; distribution uniforme du liquide et du gaz et faible pertes de charges.

isés dans l'industrie sont de (RASHING) : des

égalent au diamètre extérieur.

.III -5 : Schéma de clapet.

La Rectification

CE/MASTER

La hauteur de soulèvement

horizontalement dans le liquide.

leurs performances sont

pour un prix de revient plus faible. Ils existent des clapets : ronds,

4,76cm et leur hauteur

prix de revient que les



Elles sont utilisées dans la distillation et l'absorption. Ces colonnes réalisent à contre-courant


n'importe quels morceaux solides, généralement du coke ou de


uide et du gaz et faible pertes de charges.

: des manchons de



Leur construction est en céramique ou en porcelaine (bon marché et grande résistance à la

corrosion). Comme il existe aussi des anneaux en acier, en carbone et en matière plastique

(polyéthylène).

• Avantages :

� Prix moins élevé.

� Faible perte de charge.

� Rétention peu importante.

• Inconvénients :

� Faible flexibilité.

� Faibles flexibilités des colonnes à grand diamètre.

III-5) Bilan matière de la colonne et des ses zones :

Les bilans matières pour la colonne entière et pour le constituant « i » Quelconque s’écrivent :

L = D + R……………….…………... (III-6-1).

Avec : L : Débit molaire de la charge.

D : Débit molaire du Distillat.

R : Débit molaire du Résidu.

Donc : Le bilan matière partiel du constituant « i » peut s’écrire en composition massique ou

molaire comme suit :

L x’ Li=D y’Di+R x’Ri……………………..……… (III-6-2).

La résolution connue de ces équations, en appliquant la loi de LEVIER donne :

L/( y’ Di – x’Ri)= D/( x’Li – x’Ri) = R/( y’Di – x’Li )…(III-6-3).

L’équation obtenue sert à calculer R et D si les concentrations de l’élément « i » du distillat et

du résidu sont connues.

Chapitre III

FST2017

III-5-1) Bilan matière de la zone de rectification

G= g + D………….…………………………...

Avec : G : Débit pondéral de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux

de la colonne.

g : Débit molaire du liquide traversant un sectionnement.

D : Débit molaire du distillat.

Donc :

G y’ni = g. �� + D.

Appliquant la loi de LEVIER

G/ (y’Di -�� ) = g/ (y’

A partir de cette équation, on trouve

�� = m. ��

� + (1-

y’= rf/( r f+1) . x’ + (1/( r

On note que :

r f =g/D. et

Avec : � : le taux de reflux.

Fig.III

50

Bilan matière de la zone de rectification :

………….…………………………...… (III

Débit pondéral de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux

de la colonne.

Débit molaire du liquide traversant un sectionnement.

Débit molaire du distillat.

D. �� .................................................... (

LEVIER , on trouve :

) = g/ (y’Di - y’ni) = D/ (y’ni -�� ) .…… (

A partir de cette équation, on trouve :

-m). �� ............................................... (

+1) . x’ + (1/( rf+1)) . y’D….…......................…..(

m= r f/( r f+1)………………..……(

le taux de reflux.

Fig.III -6 : Schéma de la zone de rectification

La Rectification

CE/MASTER

III -6-1-1).

Débit pondéral de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux

(III-6-1-2).

(III-6-1-3).

(III-6-1-4).

(III-6-1-5).

(III-6-1-6).

: Schéma de la zone de rectification.

Chapitre III

FST2017

L’équation qui tient compte de la constante des débits molaires G, g dans la zone de

rectification de la colonne donne une relation entre la concentration on

liquide se trouvant sur le plateau (n

provenant du plateau n et permet de déterminer le nombre d’étages théoriques dans la zone de

rectification.

III-5-2) Bilan matière de

g’=G’+R……………………

g’ : débit molaire du liquide traversant un sectionnement.

G’ : Débit molaire de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux de la colonne.

R : Débit molaire du résidu.

Donc :

��. �� . ��

� � �. �� …

En appliquant la loi de Levier, on trouve

g’/ (y’ ni - x’Ri) = G’/ (x’

A partir de cette équation, on trouve

x’ (n+1)i = (1/m’) . y’

y’= [( r b+1)/ rb] . x’

On note que :

rb =G’/R et

51


rectification de la colonne donne une relation entre la concentration on

liquide se trouvant sur le plateau (n-1) et la concentration on ce même constituant dont la vapeur


de la zone d’épuisement :

…………………….................................….. (III

débit molaire du liquide traversant un sectionnement.

Débit molaire de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux de la colonne.

Débit molaire du résidu.

…......................................................................

Levier, on trouve :

) = G’/ (x’ (n+1)i - x’Ri) = R/ (y’ni - x’(n+1)i)……..(

A partir de cette équation, on trouve :

= (1/m’) . y’ni +[ (m’-1)/m’] . x’ R…............................. (III

’ - (1/ rb) x’Ri…………………………………

m’= g’/G’ ………………………………….

Fig.III-7 : schéma de la zone d’épuisement

La Rectification

CE/MASTER


rectification de la colonne donne une relation entre la concentration on constituant i dans le

1) et la concentration on ce même constituant dont la vapeur


III -6-2-1).

Débit molaire de vapeur traversant un sectionnement entre deux plateaux de la colonne.

......................................................................(III-6-2-2).

(III-6-2-3).

III -6-2-4).

… (III-6-2-5).

……...(III-6-2-6).

: schéma de la zone d’épuisement.



L’équation (III-6-2-2) qui tient compte de la constante des débits molaires G’et g’ dans la zone

d’épuisement de la colonne .Cette expression permet de calculer les plateaux de rang (n+1) à

partir des plateaux de rangé (n).

III-5-3) Bilan matière de la zone d’alimentation :

On se référant à la figure ci-dessous, on voit qu’il faut mélanger le liquide gk avec la phase go

pour obtenir le liquide gm alimentant la zone d’épuisement, le bilan matière sera effectue juste au

dessus du plateau supérieur de cette zone.

gm = gk + go = Gk + R.......................................................(III-6-3-1).

gm x’mi = go . x’oi + gk . x’ki…….….................................. (III-6-3-2).

gm x’mi = Gk . y’ki + R . x’Ri.............................................. (III-6-3-3).

De même la valeur Gm alimentant la zone de rectification est la somme de la valeur Gk et de la

phase Go, ainsi le bilan matière sera effectuer juste au dessous du plateau inférieur de la zone de

rectification.

Gm = Gk + Go = gk + D...............….................................. (III-6-3-4).

Go. y’oi + Gk. y’ki............................................................ (III-6-3-5).

Gm y’mi = gk. x’ki + D. y’Di.............................................. (III-6-3-6).

III-5-4) Utilisation de la volatilité relative:

Dans les calculs de la rectification des mélanges complexes, on sera amener à effectuer des

séries de calcul d’équilibre pour chaque zone.

Pour éviter le travail lent et fastidieux des approximations successives, on peut utiliser une

méthode simplifiée et rapide donnant une précision assez suffisante.

Cette méthode fait intervenir la notion de la volatilité relative αi étant le rapport des coefficients

d’équilibre du constituant i à celui d’un constituant de référence choisit généralement comme

étant l’élément le plus lourd (le moins volatile du mélange).

III-6) Choix de la pression dans la colonne :

Quelque soit la complexité du mélange à séparer, le choix de la pression est avant tout un

problème économique. On sait qu’à faible pression la sélectivité de la séparation sera meilleur et

que l’on évitera l’altération thermique des produits, mais on contrepartie, à faible pression il faut

condenser à basse température les vapeurs de tête pour obtenir le reflux liquide à sa température



de bulle, donc c’est le choix du fluide réfrigérant qui va imposer la pression dans la colonne. En

générale, on utilise une source froide, bon marché et abondante (eau douce, eau de mer ou l’air)

qui permet d’obtenir un condensât de 30 à 45°C environ.

La pression dans la colonne sera alors au moins égale à la pression de bulle à ces températures.

Lorsque le distillat est constitué de constituants très légers, il est nécessaire (car à la

température ordinaire on se trouve au dessus de la température critique du distillat) de faire appel

à une réfrigération artificielle (utilisation d’une machine frigorifique) pour travailler à basse

température quelque soit la pression de service.

La température de la condensation totale des vapeurs du distillat doit être prise moins 15 à

20°C plus grande que celle du fluide réfrigérant, ainsi la pression dans le ballon de reflux Pb est

déterminée d’après l’équation de l’isotherme de la phase liquide, par approximation successive.

ΣK i.x' i =1………………………….. (III-7-1).

La pression au sommet, au fond et dans la zone d’alimentation de la colonne sera

respectivement :

Ps=PL-∆P1…………………………… (III-7-2).

Or: ∆P1 :( 0,1 – 0,4)

∆P1 : perte de charge due aux résistances des conduites et du condenseur.

Pf=PL+∆P2 ………………………….(III-7-3).

Or: ∆P2: (0, 3 – 0, 5)

∆P2 : perte de charge due aux résistances des plateaux.

Par conséquent, la pression dans la zone d’alimentation sera :

PL = (Ps+Pf)/2……………………….….(III-7-4).

III-7) Régime de la température dans la colonne :

A la pression de service Ps (pression du sommet de la colonne), la température au sommet de la

colonne est déterminée par approximation successive à partir de l’équation de l’isotherme de la

phase vapeur :

∑ (Y’ Di /K i )=1…………………….….(III-8-1).



La température au fond de la colonne (dans le rebouilleur doit être calculer comme la

température de bulle du Résidu à la pression Pf) Est déterminer par approximation successive à

partir de l’équation de l’isotherme de la phase liquide.

∑ (K i . XR’,i)=1…………….…….(III-8-2).

Et pour la température de la charge, elle peut être déterminée en trois cas :

1- Si l'est à l’état liquide, on utilise l’équation suivante :

∑ (K i . XL,i)=1……….…………..(III-8-3).

2- Si l'est à l’état vapeur, on utilise l’équation suivante :

∑ ( Y’L i /K i )=1……………………(III-8-4).

3- Si l'est à l’état liquide-vapeur, on utilise l’équation suivante :

∑X’ 0,i = ∑[ X’ i /1 + e’(Ki-1) ] = 1……(III-8-5).

(Y’ 0,i / X’0,i ) = Ki……......................... (III-8-6).

Ou :

- e : Taux de vaporisation.

- XL,i : Concentration molaire de constituant « i » dans la charge.

- Y0,i : Concentration molaire de constituant « i » dans la phase liquide.

- X’ 0,i : Concentration molaire de constituant « i » dans la phase vapeur.

III-8) Taux de vaporisation et composition des phases liquides et vapeurs

de la charge :

Lors du calcul de la zone d’alimentation, il est nécessaire de disposer du débit et de la

composition des phases liquides et vapeurs de la charge.

D‘après la définition de taux de vaporisation et de condensation de la charge, on a :

eo'=Go /L d’où : Go = eo' . L………………………(III-9-1) .

ro'=go /L d’où : go = ro' . L……….………………(III-9-2) .

- eo’ : Taux de vaporisation molaire de la charge.

- ro’ : Taux de condensation molaire de la charge.

- Go : Débits molaires de la phase liquide de la charge.

- go : Débits molaires de la phase vapeur de la charge.



A la pression et la température donnée, le taux de vaporisation ainsi que la composition des

phases de la charge sont déterminées par approximation successive d’après l’équation connue de

TREGOUBOV .

∑ x’oi = ∑[x’ Li /1+e(Ki-1)] = 1………………………....(III-9-3) .

Ou : ro' + eo' = 1…………………………....….(III-9-4) .

Cette dernière équation peut être utilisée également pour déterminer la température de la charge

si l a pression et (eo') sont connus.

� Remarque :

1- Si e’o = 0 : la charge se trouve à sa température de bulle et (go = L), on utilise l’équation

d’isotherme de la phase liquide pour déterminer cette température.

2- Si e’o = 1 : la charge se trouve à sa température de rosé et (G0 = L), on utilise l’équation

d’isotherme de la phase vapeur pour déterminer cette température.

Pour calculer le taux de vaporisation en fonction de la température, on peut utiliser la relation

approximative suivante :

e’o = ln(T/Tb)/ln(T r/Tb)……….................................(III-9-5).

Où : - T : la température considérées (°k).

- Tb : la température de bulle (°k).

- Tr : et de rosé de la charge (°k).

III-9) Choix du taux de reflux :

Le taux de reflux détermine les dimensions de l’équipement et les dépenses énergétiques au

sommet et au fond de la colonne.

III-9-1) Fonctionnement à reflux minimal :

Le fonctionnement à reflux minimal correspond à un nombre infini de plateaux pour la

séparation spécifiée, donc d’après la formule d’UNDERWOOD : généralement, on détermine le

taux de reflux minimal suivant l’équation :

(r f)min = φ Σ(YDi/αLi -φ)….…………………………..(III-10-1-1).

(rb)min = φ Σ(αLi . X’R,i/αLi -φ)…...............................(III-10-1-2).

Où :



- αLi : Le coefficient de volatilité d’u constituant « i » quelconque par rapport au constituant

clés lourd déterminé à la température d’entré de la charge.

- φ : Paramètre conventionnel déterminé par approximations successives.

La relation entre (rf)min et (rb)min est donnée par la formule suivante :

(rb)min = [ (D(r f)min/L) + (1- e’o) - (R/L) ] / (R/L) …...(III-10-1-3).

III-9-2) Taux de reflux optimal :

En suite, on détermine le taux de reflux opératoire ou optimal suivant qui correspond un

nombre de plateaux théoriques (chaque taux de reflux correspond un nombre fini de plateau

théorique et que ce nombre diminue quand le taux de reflux s’accroît).

Pour ces calculs approximatifs, on peut utiliser la formule proposée par GILLILAND :

[ (r f) opt - (rf) min ] / [ (r f) opt + 1 ] = 0,1÷0,33 ......................(III-10-2-1).

Donc on aura :

(r f) opt = 1,3. (rf) min +0,30 .................................................... (III-10-2-2).

III-10) Bilan thermique de la colonne :

L’établissement du bilan thermique de la colonne peut être nécessaire pour déterminer :

� La quantité de chaleur à apporter au rebouilleur.

� La quantité de chaleur à retirer au condenseur.

Ainsi que pour vérifier :

� Le débit de fluide chauffant et le débit de fluide refroidissant.

� Le débit de reflux.

La somme des flux enthalpiques entrants doit être égale à la somme des flux enthalpiques

sortants.

Les flux enthalpiques entrant sont généralement :

� La chaleur apportée au rebouilleur.

� Le flux enthalpique des produits alimentant la distillation. �



Les flux enthalpiques sortant sont généralement :

� La chaleur retirée au condenseur.

� Les flux enthalpiques des produits extraits de la distillation.

L’équation de bilan thermique de la colonne entière s’écrit :

L . hL + QRb = D.. hD + = R.hR + QCon ......................(III-11-1).

Avec : hL = é0 . H0 + (1-éF).h0................................................ (III-11-2).

QR = GR.(HR - hR).........................................................(III-11-3).

QCon = (D+gx).(HD – hD)...............................................(III-11-4).

On a :

� QRb : Charge thermique du rebouilleur.(Kcal/h).

� QCon: Charge thermique du condenseur.(Kcal/h).

� e0 : Taux de vaporisation de la charge (%molaire).

� H0 : Enthalpie de la phase vapeur de la charge (Kcal/Kmole).

� h0 : Enthalpie de la phase liquide de la charge (Kcal/Kmole).

� hD : Enthalpie du distillat à l’état liquide. (Kcal/Kmol).

� HD : Enthalpie du distillat à l’état vapeur. (Kcal/Kmol).

� hR : Enthalpie du résidu à l’état liquide (Kcal/Kmol.).

� HR : Enthalpie de l’effluent provenant du rebouilleur (Kmol/h).

� hR : Enthalpie de la phase liquide qui sorte du four.(Kmol/Kmol).

� GR : Débit de l’effluent provenant du rebouilleur (Kmol/h).

� gx : Débit du reflux liquide froid (Kmol/h).

A partir du bilan thermique de la colonne :

gx = (rf) opt . D …………………………………… (III-11-5).

Gx = (rb) opt . R………………………………………(III-11-6).

Avec :

(rb) opt : le taux de rebouillage optimal est défini par :

(rb)opt = [ (D.(rf)opt/L) + (1- e’o) - (R/L) ] / (R/L) …..(V-11-7).

Chapitre IV Transfert de matière et de chaleur


IV- Transfert de matière et transfert de chaleur :

IV-1) Introduction :

Dans la charge chaude venant du four, là où arrive la vapeur de rebouillage, la

température est plus élevée. En tète où, arrive le liquide froid du reflux de tête, on trouve la

température plus basse.

Entre les deux extrémités, les températures s’échelonnent de plateau en plateau, chacune elles

ayant sa propre température qui est toujours supérieure à celle du plateau de dessus et

inférieure à celle du plateau de dessous.

La vapeur qui monte d’un plateau à l’autre rencontre un liquide plus froid qu’elle, il

y a échange thermique. La vapeur montante réchauffe le liquide descendant qui le refroidit.

Tout le long de sa montée, la vapeur va perdre ses calories à l’inverse du liquide qui va en

gagner.

Parallèlement, il se produit un échange de matière entre les éléments plus volatils et

moins volatils par vaporisation des liquides et condensation des vapeurs. Ainsi, plus il y aura

de plateaux plus les produits en tête et au fond de la colonne seront purs. Certaines colonnes

peuvent être équipées de plus de cent plateaux.

IV -2) Lois fondamentales de transfert de matière :

Considéreront une phase vapeur composée de constituants auxquels on peut appliquer

la loi des gaz parfaits ; alors, la pression partielle d’un constituant (Pi) est proportionnelle à la

pression du système «π » et à sa concentration molaire (yin’) :

Pi =π Y’ i ……………………………………………………………….(IV-1).

Lois de Raoult et d’Henry :

Les lois de Raoult et d’Henry ne sont applicables que pour les liquides.

Considérons une phase liquide composée de constituants entièrement miscibles. On conçoit

aisément que la tendance des molécules d’un constituant à s’échapper de la phase liquide soit

proportionnelle à la concentration molaire de ce constituant à cette phase.

D’après la loi de Raoult la pression partielle (Pli) d’un constituant est égale au produit

de sa tension de vapeur (P0i) à l’état pur par sa concentration molaire en phase liquide :

PiL =P0i. X’ i ……………………………………………………….…..(IV-2).



Dans le cas des mélanges réels les constituants obéissent à la loi d’Henry, d’après cette

loi, la pression partielle d’un constituant, la température étant fixe, est proportionnelle à la

concentration molaire du constituant dissout dans la phase liquide :

Pi L =E i. X’ i …………………………………………………………..(IV-3).

Avec :

Ei : constante d’Henry ; dépend de la nature du constituant et de la température.

A l’équilibre, les pressions partielles d’un même constituant dans les deux phases liquides

et vapeur sont égales :

PLi = PV

i …………………………………………………….………..(IV-4).

Donc :

Y’ i = (P0i /π). X’………………………………………………..…….(IV-5).

(P0i / π) = Ki : coefficient d’équilibre du constituant «i ».

IV -3) Lois fondamentales de transfert de chaleur :

L’expérience montre que deux corps isolés de l’ambiance et à température différente

échangent de l’énergie sous forme de chaleur jusqu’à disparition complète de leur différence

de température. Cet échange peut se faire de trois façons différentes :

Par conduction : s’il y à contact physique entre les molécules des corps contiguës et

immobiles, le transfert de chaleur correspond alors à la transmission d’une énergie cinétique

due aux chocs des molécules fluide, aux oscillations longitudinales des molécules de solides

non- conducteurs de l’électricité, ou aux mouvements des électrons dans les autres cas.

Par convection : s’il s’agit de fluide en mouvement, et que la transmission de chaleur

accompagne le déplacement de filetés d’un seul fluide ou s’opère par mélange des deux

fluides, ce mode de transfert est donc essentiellement régi par les lois des écoulements des

fluides, ainsi que par celles de la conduction.

Par rayonnement : tout corps porté à une température supérieure à zéro absolu (0oK)

rayonne dans toutes les directions, une énergie sous forme d’ondes électromagnétiques.

Inversement, tout corps est susceptible d’absorber tout ou partie d’une énergie

électromagnétique analogue à celle qu’il serait susceptible d’émettre, cette forme de transfert

de chaleur ne nécessite donc entre les corps considérés aucun support matériel, et s’identifie

parfaitement à la propagation de la lumière c’est à dire à l’optique.



En réalité tout échange thermique s’effectue simultanément sous les trois formes précédentes,

mais généralement l’une d’elles est prédominante, et les autres peuvent être négligées,

cependant lorsque les trois modes de transfert sont concurrents, il est nécessaire décrire que

l’échange est la somme des trois effets, comme se serait le cas pour le refroidissement à l’air

d’une plaque métallique à très haute température.

IV -3-1) Lois fondamentales d’échange de chaleur :

ΙV -3-1-a)Gradient de température :

Dans tous les cas le transfert de chaleur est transmis des points les plus chauds aux

points les plus froids. Cet écoulement s’effectue à travers des surfaces isothermes et suivant la

ligne énergétique :

gradtdn

dt = ……………………………….………(IV-6).

Où : grad t : gradient de température.

n : La normale à la surface isotherme.

Le gradient de température est un vecteur dirigé suivant la normale de la surface

isotherme, numériquement égal au dérivé partiel de la température par la normale. Ce vecteur

est dirigé vers le sens de l’augmentation de la température.

IV -3-1-b) Loi de Fourier :

Une quantité de chaleur qui passe par conduction à travers un élément de surface peut

être exprimée par la loi de Fourier :

dtdFdx

dtdQ .. =−= λ . …………………………………..(IV-7).

TFdx

dtQ .. =−= λ ………………………………………...(IV-8).

En introduisant le flux thermique qui à pour expression :

TF

Qq

.= ……………………………………….….…….…(IV-9).

dx

dtq λ−= ………………………………………………….(IV-10).

Ou :

q : quantité de chaleur qui s’écoule pendant une unité de temps à travers la surface (w/ m2).

λ : Conductibilité thermique (w/ m2°c).

Chapitre V les échangeurs de chaleur


V-Les échangeurs de chaleur :

Introduction :

Les procès les plus couramment rencontrés dans l’industrie pétrochimique ou autre,

font intervenir l’échange de chaleur entre deux fluides. Le système utilisé dans cette situation

est un échangeur de chaleur : C’est un appareil destiné à transférer un flux de chaleur d’un

fluide à un autre. En général, les deux fluides sont séparés par une paroi (simple ou

composée) constituant ainsi une résistance thermique. Dans certains équipements, le transfert

thermique se fait par contact direct entre les fluides en présence. C’est le cas des condenseurs,

évaporateurs, tours de refroidissement, où l’un des fluides subit un changement de phase.

V-1) Classification des échangeurs de chaleur :

La classification des échangeurs peut obéir au procédé de transfert, à l’écoulement des

fluides, le degré de compacité, mais surtout le type de conception technologique.

V-1-1) Procédé de transfert :

Les fluides mis en jeu dans l’échangeur peuvent entrer en contact direct : c’est le cas

des tours de refroidissement des centrales nucléaires. En revanche, si les fluides sont séparés

par une paroi comme dans le cas d’un radiateur de chaleur, l’échangeur sera dit à contact

indirect.

V-1-2) Degré de compacité :

La compacité est définie par le rapport de l’aire de la surface d’échange au volume de

l’échangeur. R.K. Shah propose qu’un échangeur soit considéré comme compact si sa

compacité est supérieure à 700 m2/m3, cette valeur est susceptible de varier de

500 à 800 m2/m3.

V-1-3) Ecoulement des fluides :

Selon le sens d’écoulement des deux fluides, on distingue trois types d’échangeurs :

échangeur à co-courant, à contre-courant et à courants croisés.



V-1-4) Conception technologique :

C’est la classification la plus répandue. Le modèle le plus simple d’échangeur qui

puisse exister se compose de deux tubes coaxiaux. L’un des fluides circule dans le tube

intérieur, alors que l’autre circule dans l’espace annulaire formé par les deux tubes : C’est

l’échangeur tubulaire. On peut avoir aussi des échangeurs à faisceaux de tubes et calandre, ou

à plaques (dits à surface primaire ou à surface secondaire), ou encore d’autres types tels que

les échangeurs spiraux, à surface raclée, en plastique, ...ect.

V-2) Les fonctions des échangeurs :

Les échangeurs de chaleurs souvent appelées les échangeurs de températures.

Ces appareillages peuvent avoir à assurer des fonctions différentes, éventuellement

simultanées relativement aux objectifs concernant l’un des fluides ou les deux fluides

participent à l’échange.

V-2-1) Fonction réfrigération :

• Réfrigérant (cooler) : il refroidit un liquide ou un gaz par circulation d'un fluide

auxiliaire, généralement de l'eau.

• Réfrigérant intermédiaire (intercooler), final (aftercooler) : ces termes sont plutôt

réservés aux réfrigérants de gaz comprimés au divers étages de compression.

• Réfrigérant final (trim cooler) : réfrigérant qui termine la réfrigération d'un produit.

Souvent, ce terme désigne le réfrigérant à eau qui assure les conditions de sécurité

requises pour le stockage des produits, par extension, il désigne aussi l'association

aéroréfrigérant suivi d'un réfrigérant à eau fréquemment utilisée pour cette fonction.

• Chiller : il refroidit un fluide de procédé par évaporation d'un fluide frigorigène

(ou par de l'eau réfrigérée).

V-2-2) Fonction réchauffage :

• Préchauffeur (preheater) : il préchauffe un fluide de procédé par la vapeur d'eau ou

un fluide chaude procédé, la chauffe se poursuivant souvent dans un four en aval.

• Réchauffeur (heater) : il réchauffe également un fluide de procédé mais le terme

s'emploie surtout pour désigner l'appareil qui réchauffe un produit stocké.



Les termes réchauffeur et Préchauffeur d'air s'appliquent aux appareils (cycliques ou non)

assurant la préchauffe de l'air de combustion d'une chaudière ou d'un four par récupération

d'une partie de la chaleur contenue dans les fumées ou dans un autre fluide auxiliaire.

• Economiseur (economizer) : ce terme est plutôt réservé au serpentin permettant la

préchauffe de l'eau d'alimentation des chaudières par les fumées.

• Surchauffeur (super heater) : il augmente la température d'une vapeur au-delà de sa

température de condensation.

V-2-3) Fonction condensation :

• Condenseur (condenser) : il assure la condensation totale (total condenser) ou

partielle (partial condenser) de vapeur par circulation d'eau ou d'un fluide de procédé

suffisamment froid.

• Aérocondenseur : il a la même fonction que le précédent en utilisant l'air comme

fluide froid.

• (Subcooler) : il assure simultanément la condensation de vapeur et le refroidissement

des condensats généralement par circulation d’eau.

V-2-4) Fonction vaporisation :

• Vaporiseur (vaporizer) : il assure la vaporisation totale ou partielle d'un liquide de

procédé, l'apport de chaleur étant fait par de la vapeur d'eau ou un fluide chaud de

procédé éventuellement en condensation.

• Bouilleur (reboiler) : il vaporise une partie des produits de fonds de colonnes pour les

renvoyer au fractionnement.

• Générateur de vapeur : il produit de la vapeur par récupération de chaleur sensible

contenue dans les fluides de procédés, des fumées de fours ou des lits catalytiques

(Waste heat boiler) ou par combustion de gaz ou de liquides résiduels (Steam

generator).

• Evaporateur (evaporator) : terme plutôt utilisé pour désigner l'appareil qui concentre

des solutions aqueuses par évaporation d’eau, cependant il peut désigner aussi un

vaporiseur et un chiller.



V-3) Les différents types d’échangeurs :

V-3-1) Les échangeurs tubulaires a faisceau et calandre :

Ce type d'échangeurs est de loin le plus répandu dans les unités de transformations des

industries chimiques et pétrochimiques. Un faisceau de tubes est situé à l'intérieur d'une

calandre dans laquelle circule le deuxième fluide. Cette conception se retrouve également

dans les condenseurs, les rebouilleurs et les fours multitubulaires.

Le faisceau est monté en deux plaques en communication avec des boîtes de

distribution qui assurent la circulation du fluide à l'intérieur du faisceau en plusieurs passes.

Le faisceau muni de chicanes est logé dans une calandre possédant des tubulures d'entrée et

de sortie pour le deuxième fluide circulant à l'extérieur des tubes du faisceau selon un chemin

imposé par les chicanes.

Tous les éléments entrant dans la construction de ces échangeurs ont fait l'objet d'une

normalisation, tant par la T.E.M.A. (Tubular Exchangers Manufacturer's Association) que

l'A.S.M.E. (American Society of Mechanical Engineers) ou l'A.P.I. (American petroleum

institute).

Dans les ouvrages généraux consacrés au transfert de chaleur, on trouvera les schémas

des principaux types d'échangeurs à faisceau et calandre.

La calandre est généralement réalisée en acier au carbone et les brides portant les

boîtes de distribution et le couvercle sont soudés. Les tubes du faisceau répondent à des

spécifications très sévères. Le choix du matériau dépend de l’utilisation:

• acier au carbone pour usage courant.

• laiton amirauté pour les appareils travaillant avec l'eau de mer.

• aciers alliés pour les produits corrosifs et les températures élevées.

• aluminium et cuivre pour les très basses températures.

Les tubes sont fixés dans les plaques par mandrinage et la perforation des trous dans les

plaques est réalisée selon une disposition normalisée, soit au pas triangle, soit au pas carré.



Le pas triangle permet de placer environ 10 % de plus de tubes que le pas carré sur une

plaque tubulaire de diamètre donné, mais, en contre partie, la disposition des tubes rend

difficile le nettoyage des tubes par insertion de grattoirs.

Les chicanes qui permettent d'allonger le chemin du fluide circulant dans la calandre

sont souvent constituées par un disque de diamètre légèrement inférieur à celui de la calandre

comportant une section libre représentant 20 à 45 % de la section.

V-3-1-2) Boites de distribution :

La boite de distribution permet de distribuer le fluide en vue de réaliser, 2, 4,6 ou 8

passes. Le nombre de passe est généralement limité par la perte de charge admissible. Le

second facteur limitant est si la différence de température à l’entrée et à la sortie est

importante ; pour une différence de 150°C une seule passe s’impose.

V-3-1-3) La calandre :

C’est l’enveloppe métallique cylindrique entourant le faisceau tubulaire. Son matériau

doit être compatible avec le fluide utilisé. Les matériaux les plus courants sont les aciers

ordinaires, les aciers inoxydables, le cuivre ou les matières plastiques. Il semble que la limite

technologique des calandres se trouve aux alentours d’un diamètre de 2m.

V-3-1-4) Plaques tubulaires :

Ce sont des plaques percées supportent les tubes à leurs extrémités, leurs épaisseurs

varient entre 5 et10 cm.

V-3-1-5) Faisceau :

C’est l’ensemble des tubes constituant le faisceau, les épaisseurs de tubes sont

normalisées selon le calibre BWG (Birmingham wire Gage) La perforation des trous dans les

plaques tubulaires est normalisée ; elle s’effectue selon une disposition soit au pas carré, soit

au pas triangulaire.

V-3-1-6) Chicanes :

Les chicanes peuvent avoir deux rôles :

1. Augmenter la rigidité du faisceau, pour éviter des phénomènes de vibration.



2. Augmenter la vitesse du fluide.

Il existe deux types de chicanes :

• Chicanes transversales : sont généralement constituées par un disque ayant un

diamètre légèrement inférieur à celui de la calandre et comportant un segment libre

dont la surface représente 20à45%de la section totale. Ces chicanes ont pour but

d’allonger le chemin du fluide circulant dans la calandre, et d’améliorer ainsi le

transfert à l’extérieur du tube.

• Chicanes longitudinales : sont généralement constituées par une simple tôle insérée

au milieu du faisceau cette disposition oblige le fluide à effectuer un aller et un retour

dans la calandre.

V-3-1-6) Déflecteurs ou plaque de protection du faisceau :

Pour éviter ou du moins minimiser l’érosion de tube du faisceau, des déflecteurs de

protection peuvent être installés faces aux tubulures d’entrée du fluide côté calandre,

l’obligation de leur mise en place est définie dans les standards (TEMA) en fonction de la

nature, de l’état du fluide et du produit ρ. u2 (ρ : masse volumique, u : vitesse du fluide).

Ces déflecteurs, d’une épaisseur de l’ordre de 1/2in, sont circulaires, carrés ou rectangulaires,

soudés sur des tirants ou entretoise.

V-3-1-7) Assemblage faisceau-calandre :

Il existe une très grande variété d’échangeurs faisceau et calandre qu’il n’est pas

possible de présenter en totalité. On ne présente que 04 types les plus reconnus :

a) Echangeur à tête flottante (type AES) :

L'une des plaques tubulaires est fixe, bloquée entre les brides de la calandre et de la

boîte de distribution. La seconde plaque, d'un diamètre inférieur, porte la boîte de retour et

peut coulisser librement à l'intérieur du capot qui ferme la calandre. Les appareils permettant

l'expansion thermique du faisceau constituent la grande majorité des échangeurs utilisés en

pétrochimie ou en raffinage du pétrole. L'exemple représenté ci-dessous est à 2 passes côté

tubes et une passe côté calandre. Ce type d'appareil présente certains inconvénients en

particulier, le joint de la boîte de retour est invisible et une fuite se traduit par une pollution de

l'autre fluide plus ou moins difficile à détecter.



b) Echangeur à tubes en U (type CFU) :

Le faisceau est constitué de tubes coudés en forme d'épingle, il n'est donc porté que

par une seule plaque tubulaire. Ce système permet la libre dilatation du faisceau. En revanche,

le nettoyage de tubes est difficilement réalisable autrement que par voie chimique. Ils sont

obligatoirement à 2 passes côté tubes, dans l'exemple présenté ci-dessous, l'appareil est à deux

passes côté calandre. Celle-ci porte en effet une chicane longitudinale et les deux tubulures

d'entrée et de sortie du fluide qui passe côté calandre sont dans un même plan vertical.

Fig.V.1 : schéma de l’échangeur à tête flottante.

Fig.V.2 : schéma de l’échangeur à tubes en U (type CFU).



c) Echangeur à plaques tubulaires fixes (type BEM) :

Dans ce cas, les plaques tubulaires peuvent être directement soudées sur la calandre.

Faisceau et calandre étant solidaires, ces appareils ne peuvent être utilisés que si la différence

de température entre les fluides chaud et froid est suffisamment faible pour que la dilatation

ou la contraction du faisceau soit acceptable.

Un soufflet de dilatation est prévu à cet effet. Par ailleurs, le faisceau n’étant pas démontable, on ne peut effectuer le nettoyage de l’extérieur des tubes que par voie chimique.

Leur emploi sur des services encrassants est exclu.

L’exemple représenté ci-dessous est à une passe côté tube et une passe côté calandre.

Chaque boite ne porte dans ce cas, qu’une tubulure d’entrée ou de sortie du produit qui passe

dans les tubes.

Fig.V.3 : schéma de l’échangeur à plaques tubulaires fixes (type BEM).



d) Echangeur type Kettele (AKT) :

Cet appareil est utilisé quand il s'agit de vaporiser partiellement un liquide et il est

conçu pour assurer la séparation des deux phases. Le liquide à vaporiser vient baigner le

faisceau tubulaire à l'intérieur duquel circule le fluide chaud. Un déversoir maintient le niveau

liquide juste au-dessus du faisceau.

La calandre est d'un diamètre nettement supérieur à celui du faisceau, ce qui aménage

une zone de désengagement de la vapeur et permet d'éviter les entraînements de liquide.

La vapeur produite sort par la tubulure située à la partie supérieure de la calandre. Le

liquide non vaporisé passe au-dessus du barrage et il est soutiré de l'appareil généralement

sous contrôle de niveau (les prises de niveau apparaissent sur le schéma). Ici, le faisceau

(à deux passes) est du type à fond flottant mais on utilise également des tubes en U. Ce type

d'appareil tolère des taux de vaporisation élevés. Mais le temps de séjour du liquide est

relativement grand, ce qui favorise l'encrassement où la dégradation des produits sensibles à

la chaleur.

Fig.V.4 : schéma de l’échangeur type Kettele (AKT).



V-3-2) Autres échangeurs tubulaires :

V-3-2-1) Echangeur double –tube ou à tubes coaxiaux :

Ces échangeurs sont constitués par des éléments rectilignes de deux tubes

concentriques raccordés à leurs extrémités par des coudes. Les divers éléments sont tous

assemblés par des raccords à démontage rapide, et le remplacement des tubes est possible. Les

problèmes de dilatation thermique et d'étanchéité entre le tube intérieur et le tube extérieur

sont résolus par l'utilisation de presse étoupe ou de joint torique.

Les tubes sont généralement en acier et les longueurs courantes sont de 3,6 - 4,5 ou 6m.

On utilise également des tubes en verre et en graphite dans des applications

particulières. Ces appareils sont intéressants pour les facilités qu'ils offrent pour le démontage

et l'entretien. Ils peuvent fonctionner à contre-courant pur, ce qui permet d'obtenir de bons

rendements. Par contre, ils présentent les inconvénients suivants :

• risque de fuites aux raccords.

• flexion du tube intérieur si la longueur est importante.

• surface d'échange faible pour le volume global de l'appareil par suite du rayon

minimal des coudes reliant les longueurs droites des tubes.

Ces échangeurs utilisés depuis l'origine, conviennent aux produits sales, pour des

débits faibles et des températures et des pressions élevées.

V-3-2-2) Echangeurs multi-épingles ou multitubes :

Sur le même principe que celui des doubles-tubes sont conçus les appareils multitubes

composés de tubes en U, ailettes ou non, fixées à leurs extrémités sur une plaque tubulaire.

Les tubes sont logés dans deux calandres cylindriques reliées, soit par des coudes à 180°

enveloppant les coudes des épingles, soit par des boites de retour à couvercles plats ou

bonnets. Chaque épingle peut se dilater indépendamment l’une de l’autre.

V-3-2-3) Utilisation des échangeurs double-tube et multi-épingles :

Ces échangeurs conduisent à des solutions alternatives intéressantes à l’emploi des

échangeurs tubulaires à faisceau et calandre conventionnels, en particulier dans les cas

suivants :



• Pour de faible surface d’échange requis, de l’ordre de 50 m ² et moins.

• Pour des hautes pressions.

• Dans le cas de croisement important des températures de sortie accompagné le plus

souvent d’approches faible.

V-3-3) Echangeurs compacts non tubulaires :

Comme leur nom l’indique, ce sont des échangeurs de chaleur présentant une grande

surface d’échange par unité de volume, environ 700 à 1000m2/m

3, alors que l’échangeur

tubulaire conventionnel présente une capacité de l’ordre de 100 à 200 m2 /m

3.

Pour des services équivalents, les échangeurs de chaleur compacts offrent moins de volume et

de poids, ont une plus grande efficacité thermique, sont moins chers à qualité de matériau

égale Les géométries utilisées favorisent les turbulences et Atténuent le plus souvent les

phénomènes d’encrassement, conduisent à de faibles volumes de rétention de fluide limitant

les temps de séjour comparativement à l’utilisation d’échangeurs classiques.

Compte tenu des raisons développements technologiques réalisés, ils sont plus utilisés

que par le passé dans le domaine du raffinage, de la pétrochimie et du gaz.

Tout particulièrement leur compacité apporte des avantages considérables lorsqu’ils doivent

être installés sur des installations offshores ou encombrement et poids sont des critères

déterminants.

V-3-3-1) Echangeurs à plaques et joints :

Un échangeur à plaques est constitué d'un ensemble de plaques embouties, en inox ou

en tous autres matériaux nobles tels que le titane, l'hastelloy…ect. Selon les utilisations

prévues. Le transfert de chaleur entre les deux fluides s'effectue à travers de ces plaques.

Les plaques munies de joints qui assurent l'étanchéité, sont comprimées entre un bâti fixe et

un plateau de serrage mobile au moyen de tirants latéraux, elles sont suspendues entre deux

barres horizontales fixées sur la partie fixe et sur une colonne support.

La simplicité de la construction de l'échangeur de chaleur à plaques permet de le

démonter facilement pour inspection ou nettoyage. Par contre, le remontage est souvent

délicat à cause de la mise en place des joints entre les plaques, particulièrement pour les

plaques de grande taille.



Les principaux avantages des échangeurs à plaques sont les suivants :

Ils sont simples et peu encombrants (1m3 pour 200m2 de surface d'échange), ils offrent

la possibilité de traiter plusieurs liquides simultanément par l'emploi de boîtes de distribution

intermédiaires, leurs plaques sont interchangeables.

Ils conviennent surtout aux échanges liquide-liquide. Leur utilisation est limitée aux

pressions inférieures à 25 bars et aux températures inférieures à 200°C.

V-3-3-2) Echangeurs à plaques brasées :

La surface d’échange de cette variante d’échangeurs à plaque est constituée de plaques

corruguées en acier inoxydable assemblées par brasure sous vide, éliminant ainsi l’emploi de

joints et armatures de serrage, ce qui réduit considérablement leur taille.

Les performances de transfert des échangeurs brasés varient en fonction du fabricant et

peuvent aller jusqu’à 600 kW et plus. Quant à la pression et la température de service, elle

peut atteindre respectivement 30 bars et 225°C.

V-3-3-3) Echangeur à plaques soudées :

Des chambres faites, d'une tôle emboutie soudée sur une tôle plane sont auto-

résistantes à la pression. Elles alternent avec des chambres sans point de contact permettant la

circulation de fluides chargé ou encrassant.

Il existe une très grande variété d’échangeurs à plaques soudées qu’il n’est pas

possible de présenter en totalité en raison du nombre très important de constructeurs dans ce

domaine.

V-3-3-4) Echangeurs à plaques ailettes :

En général, ils sont constitués par des plaques en aluminium brasé et ondulées de

manière à procurer une surface d’échange secondaire allant jusqu’à 90 % de la surface totale,

ce qui en fait des échangeurs très compacts (compacité comprise entre 850 à1500 m2/m3).

Par ailleurs, la bonne conductivité de l’aluminium, sa rigidité ainsi que sa légèreté font de ces

échangeurs des équipements particulièrement appréciables dans le domaine de la cryogénie où

les plages de température peuvent varier de -270 °C à 200 °C et des niveaux de pression

atteignant exceptionnellement 120 bars.



V-3-3-5) Echangeurs à spirale :

Généralement constitués de deux ou quatre bandes de tôle enroulées et maintenues

parallèles (par des taquets soudés sur les plaques) autour d’un collecteur central cylindrique,

ils sont assez compacts (jusqu’à 150 m2/m3).

Les tôles sont soudées bord à bord de chaque côté du cylindre pour assurer l’étanchéité inter-

circuit.

L’écoulement circulaire du fluide provoque un écoulement turbulent qui augmente la

capacité de l’échange et empêche les solides en suspension de se déposer.

Les plages d’utilisation vont de -40 à 300°C en température et du vide absolu à 25 bars

en pression.

V-4) Principe de fonctionnement :

Généralement, sauf cas très particuliers d’échange fluide-solide (ou assimilé), les

échangeurs permettent un échange de chaleur entre deux fluides en mouvement .ils sont dits :

• à surface les deux fluides sont séparés par une paroi.

• à contact direct ou à mélange lorsque les deux fluides sont mélangés.

V-4-1) Les échangeurs à surface :

L’échange de chaleur entre deux fluides séparés par une paroi est caractérisé

localement par :

• Le potentiel thermique local ∆θ, différence de température entre les deux fluides.

• L’élément de surface d’échange dA mis en œuvre.

• La résistance au transfert R, résultante de diverses résistances en série et correspondant :

- au transfert par convection entre le fluide chaud et la paroi.

- au transfert par conduction à travers la paroi.

- au transfert par convection entre la paroi et le fluide froid. Au salissement éventuel de

chaque côté de la paroi.



Fig.V.5: Résistances au transfert

En régime permanent la loi de transfert caractérisant l’échange s’exprime sous la

forme : flux = potentiel/ résistance, le flux Φ étant le débit de chaleur par unité de surface

d’échange,soit : ∅ = ��/�� = ∆�/ = . ∆� .

V-4-2) Les échangeurs à contact direct (ou à mélange) :

Aucune paroi ne sépare les deux fluide qui sont alors mélangés, les applications dans

le domaine du raffinage se trouvent en conséquence limitées .Toutefois, lorsque les deux

fluides peuvent être séparés facilement et que la contamination n’est pas un problème majeur,

les échangeurs à mélange peuvent être utilisés, c’est en particulier le cas de l’échange entre

une phase liquide et une phase gazeuse, le transfert de chaleur étant lié au phénomène de

transfert de masse entre phases.

Le débit de chaleur transféré est conditionné localement par :

• Le potentiel thermique localθ∆ , différence de température entre les deux phases.

• L’élément de volume de contact entre les deux phases dν .

• La résistance au transfert, résultant de :

- la résistance due à la phase liquide, généralement très faible.

- La résistance due à la phase gazeuse.



V-5) Mode de circulation des fluides :

L’organisation de la circulation des fluides de chaque côté de la paroi constituant la surface

d’échange correspond à différents modes de base ou à des combinaisons entre ces modes.

Seules les solutions technologiques les plus utilisées sont présentées dans ce qui suit :

V-5-1) Ecoulement des deux fluides parallèles et de même sens :

Il s’agit d’échangeurs dits à co-courants où la température de fluide froid ne peut pas

être supérieure à la température de sortie du fluide chaud. Les températures des fluides

évoluent pendant leur traversée longitudinale de l’échangeur, à moins que l’un des fluides ne

subisse un changement de phase, auquel cas sa température reste constante.

V-5-2) Ecoulement des deux fluides parallèles mais de sens contraires :

Il s’agit d’échangeurs à contre-courants où la température de sortie du fluide froid peut

dépasser la température de sortie du fluide chaud. Cette disposition est l’une des plus

favorables pour l’échange thermique. De la même façon que précédemment.

L’avantage de l’échangeur à contre-courants sur l’échangeur à co-courants est de

nécessiter, pour un même flux de chaleur, des surfaces d’échanges plus faibles.

V-5-3) Ecoulement des deux fluides croisés avec ou sans brassage :

Les deux fluides s’écoulent perpendiculairement l’un à l’autre. Le fluide non brassé est

canalisé : c’est celui dont la veine est divisée entre plusieurs canaux parallèles distincts et de

faible section. L’autre fluide circule librement entre les veines et peut être considéré comme

partiellement brassé du fait des tourbillons générés par les tubes.

Le brassage a pour effet d’homogénéiser les températures dans les sections droites de

la veine fluide. Sans cela, les températures varient non seulement avec la direction de

l’écoulement, mais aussi dans la section de veine.

Les trois écoulements précédemment décrits, à co-courants, à contre-courants, à

courants croisés sont rarement utilisés dans toute leur simplicité. En effet, un échangeur se

réduit rarement à un tube unique ou deux plaques, néanmoins, l’étude de ces cas élémentaires,

dans le cadre d’une première approche, est nécessaire : l’échangeur industriel étant en général



constitué par un grand nombre de tubes ou de plaques créant ainsi des problèmes

supplémentaires.

Par ailleurs, la conception des échangeurs de chaleur introduit le choix entre deux

géométries élémentaires principales :

- Les tubes, qui fixent l’espace dévolu seulement à l’un des deux fluides.

- Les plaques, planes ou corruguées, choisies pour un fluide qui impose la même géométrie

pour l’autre.

Souvent, le choix des combinaisons entre différents types d’échangeurs dans les installations

industrielles résulte de contingences technologiques et économiques.

V-6) Recommandation sur le choix des paramètres de l’échangeur :

V-6-1) Choix du diamètre des tubes :

Pour une même vitesse du fluide, la diminution du diamètre des tubes permet

d’augmenter le nombre de ces derniers dans le faisceau et par conséquent de diminuer

l’encombrement de l’appareil. Toute fois, l’augmentation du nombre de tubes pose des

problèmes supplémentaires (beaucoup d’assemblage des tubes sur les plaques tubulaires,

risque de coulage aux mandrinages, résistances hydrauliques supplémentaire, complication

de nettoyage des tubes…ect).

Les diamètres extérieurs des tubes couramment employés dans l’industrie sont 22, 25,

32 et 38 mm. Les petits diamètres sont appliqués pour les produits purs et peu visqueux.

V-6-2) Choix de la vitesse dans les tubes :

L’augmentation de la vitesse d’écoulement du fluide dans les tubes améliore le

coefficient correspondant de transfert de chaleur et mène la diminution de la surface

d’échange de l’appareil.

Etant donné que les pertes de charge dans l’appareil sont proportionnelles à la vitesse

d’écoulement, la valeur maximale de cette dernière est conditionnée par les pertes de charge

admissibles.



� Remarque :

Le coefficient global K augmente avec la vitesse .Si le coefficient local α dans la

calandre est suffisamment élevé et les résistances thermiques ∑δi /λi sont petites.

Si le coefficient local dans la calandre est beaucoup plus petit que celui qui se trouve dans les

tubes (exp. le gaz circule dans la calandre et le liquide passe à travers les tubes) Alors

l’augmentation de la vitesse dans les tubes n’influe pratiquement pas sur K.

V-6-3) Choix de la longueur des tubes :

Habituellement, la détermination de la longueur des tubes est l’objet du calcul.

Étant donné que dans les échangeurs on utilise les tubes standardisés, la longueur calculée

doit être arrondie.

Les longueurs des tubes utilisés industriellement sont (en mm) : 1000 , 1250 , 1500 ,

2000 , 2500 , 3000 , 3500 , 4000 , 4500 , 5000 , 6000 , 7000.

V-6-4) Critères de choix de la circulation des fluides :

Les fluides considérés comme sales , corrosifs, polluants, visqueux et chauds, lourds,

passent côté faisceau à l’intérieur des tubes .Ceci pour faciliter le changement des tubes afin

d’éviter les émanations de gaz.

Les fluides clairs, propres passent côté calandre.

V-6-4-1) Organisation de la circulation côté tubes/côté calandre :

Il est des cas particuliers pour lesquels la circulation s'impose : dans un kettle le fluide

à vaporiser est côté calandre, il en est de même pour le fluide à condenser dans un condenseur

à eau horizontal.

Sinon, le côté tubes est de préférence affecté au :

• Fluide sous la plus haute pression : Un tube résiste mieux à la pression intérieur qu'à la

pression extérieur, une plus grande épaisseur de paroi ne s'applique qu'aux chambres de

distribution et de retour de dimensions plus modestes que celle de la calandre.



• Fluide à température élevée: A plus haute température le taux de travail admissible pour

le matériau diminue, nécessitant une plus grande épaisseur, cela peut conduire à prendre

un acier pour lequel la contrainte admissible est supérieur, par ailleurs les pertes

thermiques sont limitées.

• Fluide corrosif : Le coût des matériaux à mettre en oeuvre ne se répercute pas côté

calandre.

• Fluide salissant : Le nettoyage mécanique de l’intérieur des tubes est plus facile que celui

du faisceau côté calandre.

• Fluide entraînant dépôts et sédiments : L'entraînement et le nettoyage sont plus faciles

Le coté calandre est généralement réservé au :

• Fluide visqueux pour lequel il est plus facile de régler la vitesse de circulation, donc

transfert et perte de charge, en jouant sur le type et le nombre de chicanes transversales.

• Fluide de plus haut débit pour les mêmes raisons que celles évoquées précédemment.

Par ailleurs, il faut prendre en compte d'éventuels impératifs de sécurité face aux

risques de ruptures et aux risques de fuites (dont le sens doit être apprécié selon les niveaux de

pression) dans le cas de fluide inflammable, toxique, polluant pour l'environnement ou l'autre

fluide, ou encore susceptible de réaction chimique avec l'autre fluide.

Dans certains cas, il y a « compétition » entre les fluides ; par exemple, lorsque du gaz

naturel sous haute pression est refroidi par de l'eau de mer, les deux fluides sont justiciables

du côté tubes, ce qui amène, sauf choix du titane très onéreux, à utiliser un circuit

intermédiaire d'eau de réfrigération traitée pour échapper à la problématique.

V-7) Paramètres influençant la performance d’un échangeur :

La performance d’un échangeur dépend de la qualité du transfert de chaleur entre les

deux fluides et du mode de circulation utilisé.

Il ne s’agit pas ici d’aborder les différentes méthodes de calcul permettant de

déterminer les coefficients de transfert globaux, ainsi que les lois d’échange pour chaque

mode de circulation rencontrée .Toutefois, une approche qualitative de l’influence des

différents paramètres est faite dans la mesure où elle éclaire sur le choix des solutions

technologiques appropriées.



V-7-1) La qualité de transfert local :

Les échangeurs par convection entre fluides et paroi et par conduction à travers la

paroi sont caractérisés par des résistances spécifiques auxquelles s’ajoutent celles dues au

salissement éventuel introduit par chacun des deux fluides.

V-7-1-1) Transfert par convection- coefficient de « film » :

Les lois de transfert par convection sont très complexes car elles sont liées aux lois de

l’écoulement, le régime hydrodynamique jouant un rôle essentiel dans le mécanisme des

échangeurs thermiques, ainsi qu’aux lois de la conduction intervenant au niveau de la paroi.

Ceci conduit à des lois différents selon que l’échange se fait sans ou avec changement

de phase de l’un et (ou) l’autre des deux fluides, que la convection est naturelle ou forcée, que

l’écoulement est laminaire ou turbulent, horizontal ou vertical (ascendant ou descendant),

soumis à une force centrifuge (Serpentin), plus ou moins perturbée par la paroi…etc.

Malgré cette diversité, on cherche à exprimer la loi de transfert local sous la forme :

Φ = ∆ /� = ℎ. ∆ .

Avec :

∆θ= potentiel thermique local.

R = la résistance au transfert.

h= le coefficient de transfert global (coefficient de film).

V-7-1-2) Convection sans changement de phase (écoulement monophasique) :

Les différents paramètres sont de trois types :

• Les caractéristiques géométriques.

• Les conditions opératoires.

• Les caractéristiques du fluide.

Quelques soit la spécificité de la convection, ces paramètres interviennent toujours

sous la forme générale de la relations entre des nombres sans dimension tels que :

• Nu : Nombre de Nusselt : �� = ℎ. �/�.



Re : Nombre de Reynolds : �� = �.�. �/� = �. �/� = �. �/�.

Pr : Nombre de Prandtl :�� = �� . �/� .

• St : Nombre de Stanton : �� = ��/�� = ℎ/�. �.

• Pe : Nombre de Péclet : �� = ��. ��. �. �. �/�.

Avec :

D : longueur caractéristique de la géométrie.

u : vitesse moyenne.

G= ρ u : vitesse massique.

C : chaleur massique.

µ : viscosité dynamique.

ν = µ / ρ : viscosité cinématique.

λ : conductibilité thermique.

Ces grandeurs étant exprimées dans un système d’unités cohérent.

Par exemple, en négligeant certaines corrections mineures, le coefficient de film interne en

convection forcée à l’intérieur d’un tube pour des gaz ou liquides organiques peut s’évaluer

par :

Nu = 1,86

Pr.Re.

l

di 1/3.

En régime laminaire (Re < 2100), et

Nu = 0,023 Re0, 8 Pr 1/3.

En régime turbulent (Re > 10 000).

di et l sont respectivement le diamètre intérieur et la longueur du tube.



V-7-2) Influence des caractéristiques géométriques :

Le choix se fait au niveau de la conception des appareils ,en particulier on cherche à

obtenir des vitesses de circulation permettant un écoulement en régime turbulent ,ce qui n’est

pas toujours possible pour les produits très visqueux ,par ailleurs les vitesses sont limitées par

différentes contraintes :

- Risques d’érosion et de vibration.

- Pertes de charges admissibles ou économiques.

En particulier, la conception d’un échangeur ou un arrangement d’échangeur est

presque toujours le résultat d’un compromis transfert de chaleur, pertes de charges. Dans le

cas de pertes de charges allouées, il y a intérêt à les saturer pour assurer le meilleur transfert,

sous réserve de la prise en compte d’autres contraintes évoquées précédemment.

Pour des faisceaux multi-passes devant être logés dans des calandres cylindriques le

nombre de passes est généralement pair. Ils permettent des solutions technologiques simples

pour l’organisation de la distribution et du retour du fluide. Pour 4 passes côté tubes.

Pour un même faisceau et en supposant que le régime d’écoulement soit turbulent, le

passage de 1à 2 passes côté tubes se traduit par :

- Un doublement de la vitesse.

- Une multiplication du coefficient de film interne par (2)0.8 = 1,74.

- Une multiplication de la perte de charge par (2)2 × 2= 8.

Le nombre de passes côté tubes permet ainsi de régler le coefficient de film interne, les

pertes de charge admissibles ou économiques imposant la limite ; ces ajustements ne peuvent

être faits que de manière discrète.

Le fluide est obligé à un écoulement transversal au faisceau entre deux chicanes

consécutives et à un mouvement horizontal dans l’ouverture de la fenêtre de chacune des

chicanes .Bien entendu la perte de charge est d’autant plus grande que le nombre de chicanes

est important et que la segmentation est faible, lorsqu’elle est prohibitive des solutions

dérivées peuvent être envisagées.



Telles que double ou triple segmentation et disks and doughnuts (disques et

couronnes).

A titre indicatif, les vitesses moyennes de circulation sont les suivantes :

Pour les liquides : 1 à 2,5 m/s côté tubes.

0,3 à1 m/s côté calandre.

Pour les gaz : 45 à 80 m/s sous vide.

12 à 30 m/s sous pression atmosphérique.

6 à 12 m/s sous pression > pression atmosphérique.

Les vitesses permises étant d’autant plus grandes que la masse volumique est plus faible.

Par ailleurs, des turbulences localisées peuvent être obtenues par l’utilisation de

géométries particulières, telles que tubes torsadés ou moletés en spirale « Corruguées »,

ondulations crénelées ou plaques cannelées dans les échangeurs « compacts ».

V-7-3) Influence des conditions opératoires :

Les géométries étant fixées, le coefficient de convection dépend du débit de fluide, une

modification du débit peut être due à une adaptation de la capacité de l’unité concernée aux

besoins de production ou à des changements de conditions opératoires de température et de

pression du procédé.

En opération, une modification de débit peut être également un moyen de réglage, la

régulation de température de sortie d’un fluide de procédé étant assurée par adaptation du

débit de fluide de réfrigération ou de réchauffage.

V-7-4) Influence des caractéristiques du fluide :

Comme indiqué plus haut, les caractéristiques intervenant sont :

• La viscosité.

• La conductibilité thermique.

• La chaleur massique.

Chapter VI Simulation


VI- Généralités sur la simulation : Introduction :

La simulation est une forme particulière de l’expérience, dans une expérience

ordinaire (au laboratoire), l’expérimentateur exerce une action directe sur l’objet à étudier, par

contre, dans la simulation, ce contacte n’existe pas en ce sens que l’expérimentateur n’agit pas

directement sur l’objet mais sur son modèle mathématique.

La simulation est l’utilisation d’un modèle mathématique adéquat pour étudier

le comportement d’un système physique.

Un modèle mathématique est un ensemble d’équations qui décrivent le comportement d’un

système à étudier (opération unitaire). Ces équations sont souvent des relations de

conservation de masse, d’énergie et des équations de conservation de quantité de mouvement.

En utilisant cet aspect mathématique de raisonnement, la simulation offre un avantage

majeur et important, car elle fournie une bonne approche du comportement du système réel.

De nos jours, vu le développement considérable de logiciels informatique, la simulation est

devenue un outil de travail indispensable pour l’ingénieur de génie chimique.

Le fonctionnement d’un simulateur est basé essentiellement sur le choix d’un modèle

thermodynamique représentant mieux le système à étudier.

Les différentes aches qu’un simulateur de procédé devrait effectuer sont :

• La résolution des bilans de matières et d’énergie.

• Le dimensionnement des équipements.

• L’évaluation économique du procédé.

• L’optimisation du procédé.

Et pour la réalisation de celle-ci, un simulateur doit contenir :

• Une bibliothèque de modèle de calcul des propriétés physiques

et thermodynamique des corps purs et des mélanges, couplée à une banque

de données de corps purs.

• Une bibliothèque de modules standards de simulation des opérations unitaires les

plus couramment présentés dans un procédé de fabrication.

• Une bibliothèque de modules de méthodes numériques algébriques.

• Une bibliothèque de modules de génération de diagnostiques.



VI-1) Le choix du modèle thermodynamique :

Les logiciels de simulation donnent accès à plusieurs modèles thermodynamiques pour

la prédiction de l’équilibre liquide vapeur, d’enthalpie et d’entropie ainsi que les propriétés

de transports.

La réussite de la simulation dépend du choix du modèle thermodynamique, parce que

ce dernier est établi pour une classe de fluide et un domaine de conditions P et T

recommandés en utilisant des hypothèses et des suppositions pratiques. On peut distinguer :

VI-1-A) Modèles d’activité :

Ces modèles sont surtout utilisés pour les systèmes qui présentent une forte polarité.

Parmi ces modèles : le modèle de MARGULES et le modèle UNIQUAC.

VI-1-B) Modèles hétérogènes :

Ces modèles sont recommandés pour les systèmes de constituants présentant une forte

polarité (fort déviation à l’idéalité, azéotropiques…ect).Dans ces modèles les phases vapeurs

sont représentées par les équations d’états, et les phases liquides par des corrélations pour

le calcul des coefficients de fugacité.

Leurs utilisations restent limitées à cause de la nature empirique des corrélations proposées et

qui nécessitent des extrapolations en dehors des conditions expérimentales.

VI-1-C) Modèles basés sur les équations d’état :

Les modèles thermodynamiques basés sur les équations d’état sont utilisés pour le

calcul des systèmes d’hydrocarbure et des systèmes de faible non idéalité. Ils peuvent être

utilisés pour calculer des propriétés thermodynamique tel que : le constant d’équilibre K,

l’entropie, l’enthalpie et la densité.

Leurs supériorités par rapport aux autres modèles résident dans le fait de l’utilisation

des coefficients d’interaction binaires.

VI-2) Equations d’état usuel :

VI-2-1) Equation de SOAVE et de PENG-ROBINSON :

Les équations de SOAVE (1972) et PENG-ROBINSON (1976) différent de l’équation

de REDKICH-KWONG par l’introduction d’une fonction a(T) qui dépend du facteur

acentrique.

L’équation de SOAVE est de la même forme générale que l’équation (1)



( )( )bVV

Ta

bV

RTP

+−

−= ……….… (1).

SOAVE a introduit les relations suivantes pour exprimer la fonction a(T) :

( ) ( )Rc TaTa α= ………………..… (2).

Avec :

( ) ( )[ ]211 RR TmT −+=α ……….… (3).

Le coefficient m est calculé en fonction du facteur acentrique ω :

2176.0574.1480.0 ωω −+=m …… (4).

L’équation de PENG-ROBINSON diffère de l’équation de SOAVE par l’expression

du terme d’attraction. Elle a été introduite en vue d’améliorer les résultats obtenus par

l’équation de SAOVE, notamment en ce qui concerne le calcul des densités en phase liquide,

sans modifier le nombre de paramètres :

( )( ) ( )bVbbVV

Ta

bV

RTP

−++−

−= …… (5).

Les termes a(T) et b sont définis comme suit :

( )RC

C TP

TRa α

22

45724.0= …………… (6).

Le terme α(TR) présente la même forme générale que dans le cas de l’équation de SOAVE.

Il suit la relation (3), mais la fonction reliant le paramètre m au facteur acentrique ϖ est

différente :

226992.054226.137464.0 ωω −+=m ………………….….… (7).

C

C

P

RTb 0778.0= …………………… (8).

Ces équations sont très largement utilises dans les modèles de simulation, en production et

traitement de gaz.

L’équation la plus recommandée pour les systèmes d’hydrocarbures est l’équation de

PENG ROBINSON, car elle résout correctement les problèmes d’équilibre et permet de

prédire des densités liquides plus en accord avec les valeurs réelles que les autres équations.



• Domaines d’applications de l’équation de PENG ROBINSON.

Tableau-1 :

Equation Température °C Pression Kpa

PR >-271 100000(10E3bar)

VI-2-2) Les équations les plus utilises : On peut également citer :

• L’équation de BENEDICT, WEBB et RUBIN (BWR).

• L’équation de SBR.

• L’équation de CARNAHAN et STARLING (1969).

• L’équation de BACK présente par CHEN et KREGLEWSKi (1977).

• L’équation de PHCT proposée par BERET et PRAUSNITZ (1975).

• L’équation de SOAVE-REDLICH-KWONG (SRK).

• L’équation de SRK-KABADI-DANNER (SRKKD).

• L’équation de SRK-HURON-VIDAL (SRKH).

• L’équation de SRK-PANAGIOTOPOULOS-REID (SRKP).

• L’équation de SRK-MODIFIED PANAGIOTOPOULOS-REID (SRKM).

• L’équation de SRK-SIMSCI (SRKS).

• L’équation de SRK-HEXAMER (HEXAMER).

• L’équation de PR-HURON-VIDAL (PRH).

• L’équation de PR-PANAGIOTOPOULOS-REID (PRP).

VI-3) Description du simulateur HYSYS :

Le HYSYS est un logiciel de simulation des procédés de génie chimie, développé par

la société canadienne HYPROTECH. Il a été conçu pour permettre le traitement d'une vaste

gamme de problèmes allant de la séparation bi, tri phasique simple jusqu'à la distillation

et la transformation chimique.

Le logiciel HYSYS est un outil de dimensionnement utilisé pour s’assurer que les

conceptions optimales sont identifiées. Il est aussi utilisé pour modéliser les unités existantes

et assurer que les équipements sont par spécification performants, ainsi évaluer et améliorer

les procédés existants.



Les ingénieurs engagés dans l’engineering de design utilisent le logiciel HYSIS pour

faire des calculs rapides en utilisant des modèles efficaces et des techniques optimales.

La simulation par HYSYS réduit les coûts de l’engineering par :

• Des calculs rapides de différents designs en utilisant des modèles efficaces et des

techniques optimales pour s’assurer que les équipements du procédé sont

correctement spécifiés afin de délivrer les caractéristiques du produit voulues aux

rendements de la production désirés.

• Création de modèles qui peuvent être appliqués durant le fonctionnement de

l’unité à partir du design de conception jusqu’aux détails : Estimation, formation et

optimisation.

Le HYSYS demande, pour définir ces corps, de remplir un tableau de valeurs à utiliser

lors des calculs. En outre, pour caractériser les mélanges d'hydrocarbures complexes, il est

possible d'utiliser les résultats d'analyses normalisées telles que TBP, ASTM, Kuop…etc.

Le HYSYS va par la suite utiliser ces données pour générer un nombre fini (choisi par

l'utilisateur) de pseudo corps repérés par Leurs points d'ébullition normaux pour représenter

ces mélanges.

En option, le simulateur peut lire d'autres banques de données telles que la DDB,

DIPPR, API, GPA, etc. Cette option permet aussi d'utiliser les propriétés physiques déjà

stockées dans la banque de données de HYSYS.

Chapitre VII La Sécurité


VII- SECURITE : VII-1) Définition : - C’est un ensemble de règles et moyens techniques et d’hygiène et également un état

d ‘esprit dont la finalité est de créer certaines conditions de travail en éliminant les accidents et les avaries.

- Les conséquences qui apparaissent en cas de négligences ou d’ignorance des règlements

de sécurité sont tellement graves que la connaissance de ceux-ci est obligatoire, la sécurité technique s’intéresse essentiellement à l’homme, aux appareils et procédés technologiques et à une organisation de travail. Elle s’inspire et se base sur le résultat de plusieurs sciences telles que :

� L’organisation scientifique de travail (O.S.T). � Les sciences techniques. � Les sciences médicales.

VII-2) Organisation de la sécurité : - Pour créer un milieu de travail sain et sûr, pour augmenter la production, et pour

conserver la vie du personnel et diminuer au maximum les accidents, il faut installer un service de sécurité, doter d’un système de mesures et des moyens techniques et organisationnels qui limitent l’influences de facteurs industriels dangereux sur les travailleurs et ainsi garantissant la sécurité des équipements installés ; pour que la sécurité puisse être bénéfique, il faut que les responsables du service concerné soient chargés de :

- Définir une politique de sécurité industrielle. - La mise en place d’une structure prenant en charge cette politique et ses objectifs. - Etudier les normes, consignes et procédures de sécurité spécifiques à l’entreprise. - Organiser des campagnes d’informations pour l’ensemble des travailleurs. - Veillez au respect de l’application de toutes les consignes données par le service de

sécurité. VII-3) Sécurité dans l’atelier : - Dans le but d’assurer la sécurité du personnel et du matériel au sein de l ‘atelier

mécanique et afin de prévenir tout incident lors de la réparation des équipements, les constructeurs fournissent les consignes de sécurité et les règles d’entretien, de réparation qui permettent d’effectuer l’opération sans danger, il est nécessaire pour les mécaniciens de respecter ses consignes.



- A l’atelier mécanique, la sécurité fût, fait, l’objet de mesures que l’on trouve dans l’une

des catégories suivantes :

� Maintenir la zone de travail ou la machine sera démontée bien propre et bien rangée. � Maintenir les outils propres et bien rangés pendant les travaux de remontage ; les

mains des ouvriers doivent être aussi propres. � Il faut absolument utiliser encore dans les installations surtout de gaz, l’outillage anti - étincelles.

VII- 4) Sécurité de l’unité de traitement et recyclage de RHOURDE-NOUSS : VII-4-1) LES MOYENS HUMAINS : La division sécurité de Rhourde - Nouss gère un effectif de 88 agents repartis a travers les structures ci après :

1. Service Prévention. 2. Service Intervention. 3. Cellule Protection de l’environnement.

VII-4-2) Les moyens matériels : Le centre de traitement et recyclage de Rhourde – Nouss est protégé par un réseau anti-incendie composé de : ♦ Les moyens fixes. ♦ Les moyens mobiles.

VII-4-2-A) Les moyens fixes : VII-4-2-A -1) Réseau eau anti-incendie : Le réseau eau anti-incendie est une boucle maillée qui permet l’intervention rapide en cas de sinistre sur plusieurs points tout autour du réseau. Celui-ci est fourni à partir d’une installation d’alimentation constituée de :

♦ Quatre (04) pompes de 500 [m3/h] dont deux (02) entraînées par moteurs électriques et

deux (02) entraînées par moteurs Diesels.

♦ Deux (02) pompes électriques de 50 [m3/h] destinées pour le maintien de pression du réseau à 6 bars.



♦ Un (01) bac d’eau d’une capacité 12400[m3/h].

♦ Poteaux incendie installés sur les principales routes assurant l’intervention rapide

(Q= 100mm).

♦ Lances monitors de diamètres (Q =70mm).

♦ Canons (eau / mousse) installés dans la zone de stockage. VII-4-2-A- 2) Réseau d’extinction fixe :

♦ Système d’extinction à mousse : La mousse est utilisée pour éteindre le feu

d’hydrocarbure dans la zone de stockage (unité 83). Tous les bacs sont équipés d’un

système de lutte contre les incendies à mousse. Donc l’extinction des feux sur les bacs de

stockage, exige l’utilisation de la mousse pour couvrir la surface d’hydrocarbure grâce à

un dispositif d’injection de mousse qui se fait à travers les déversoirs à mousse et lance

mousse installés dans les quatre (04) coins pour l’extinction de feu de la cuvette de

retention.

♦ Système d’extinction à CO2 automatique : Ce système est installé au niveau :

1. des sous-stations électriques. 2. Unités compression et réinjection (pour la protection des turbines).

♦ Système d’extinction à poudre sèche automatique : Ce système est installé au

niveau des compresseurs.

♦ Système à hallon automatique : Ce système est installé au niveau de la salle de contrôle. VII-4-2-A-3) Moyens de détection :

Il existe deux types de détection à savoir :

♦ Détection portable (Explosimètre) : Celui-ci est destiné pour le contrôle du pourcentage

de gaz au vapeur combustible dans l’air.

♦ Détection fixe : Celui-ci est défini par l’installation d’appareils sonores qui se déclenchent à chaque sensibilité due a l’existence de fumée ou d’élévation de température au niveau des sites et équipements résumés dans le tableau ci-après :



Tableau-1 : Moyenne de détection fixe. Zones Types de détecteurs Types d’extinctions

Salle de contrôle Fumée Hallon 1301 Laboratoire Température Hallon 1301

Compresseur Fumée A poudre S/station électrique Fumée A CO2

VII-4-2-A-4) Différents moyens de communication : ♦ Moyens de communication : Qui sont la radio et l’Interphone.

♦ Moyens d’alerte : Qui sont sirènes.

VII-4-3) Les moyens mobiles :

VII-4-3-A) Extincteurs :

Le nombre des extincteurs existants au niveau de complexe en quatre catégories entre portatifs et extincteurs sur roues :

♦ Extincteurs portatifs à eau pulvérisation.

♦ Extincteurs sur roues à poudre sèche (50Kg). ♦ Extincteurs portatifs à poudre (9Kg). ♦ Extincteurs portatifs à CO2.

VII-4-3-B) Equipements d’intervention mobile : ♦ Un camion anti - incendie comportent les agents d’extinction eau (9000 l), émulseur

(2500l) et poudre (1000Kg). ♦ Un camion anti - incendie comportent les agents d’extinction eau (900 l), avec une pompe

(300) m3/h. ♦ Une motopompe de (180) m3/h.

Problématique


PROBLEMATIQUE

Notre étude est portée sur le calcul de vérification de la colonne de stabilisation du

condensat et de l’échangeur E04 A/B, dans la section basse pression du train 40, de l’usine de

RHOURDE NOUSS.

Partie 1 : la colonne de stabilisation.

- Validation du modèle thermodynamique utilise par le logiciel de HYSYS.

- Vérification de la colonne de stabilisation du condensat pour le design.

- Vérification de la colonne de stabilisation du condensat pour la charge actuel.

- Cas d’arrêt d’un train et leur débit passe par l’autre colonne.

Partie 2 :l’échangeur 40-E04A/B.

Il y a un percement dans l’échangeur 40-E04A/B qui cause un mélange de condensat

stable au niveau des tubes avec celui non stable coté calandre, ce qui provoquera

l’augmentation de la TVR du condensat stable. Le mélange résultant constitue ce que

l’on appelle condensat hors spécification, qui sera envoyé vers un bac de stockage

spéciale (à toit fixe).

La vérification va suivre les étapes suivantes :

- Cas design.

- Cas actuel (avec 55 tubes fermé-bouché).

- Cas d’arrêt d’un train et leur débit passe par l’échangeur 40-E04A/B avec 55 tubes

bouchés (5٪).

- La charge maximale de l’échangeur avec 55 tubes fermé-bouché.

- La charge maximale de l’échangeur avec la diminution de nombre des tubes.

Chapitre VIII Partie calcul


� Les données :

• Caractéristiques et propriétés du condensat stabilisé :

- TVR.

- La densité.

- Température de stockage (sortie de l’échangeur).

• Spécification du condensat :

- TVR≤ 10 PSI.

- La densité du condensat entre 710-760 Kg /m3.

- Température de stockage est 450C.

• Caractéristiques et propriétés de la colonne de stabilisation :

Tableau 1: Dimensionnement de la colonne.

Nombre des

plateaux

Nbr des

plateaux de la

zone de

rectification

Nbr des

plateaux de la

zone

d’épuisement

Niveau

d’alimentation

diamètre de

la colonne

(m)

Hauteur de

la colonne

(m)

28

12

8

Froide 13

Chaude 20

(1÷19)=1.5

(20÷28)=2.5

32

Tableau 2 : Caractéristiques des plateaux.

Type Espace enter les plateaux

Volume de liquide sur les plateaux

efficacités

A clapets 1÷12=0.4 7415 0.8457 13÷19=0.56 477780 0.8142 20÷23=0.56 119305 0.8457 24÷27=0.76 135765 0.8814 28=0.8 143820 0.8814



• Caractéristiques et paramètres de l’échangeur E04 A/B :

Tableau 3 : Paramètres de l’échangeur.

Tube calandre Température entrée (0C) 55 40 .2 Température sortie (0C) 45 48.2 Pression entrée (kg/cm2) 20.9 23.57 Pression sortie (kg/cm2) 20.75 23.15 Débit massique (kg/h) 78328 90014

D’après la fiche technique :

Tableau 4 : Caractéristique de l’échangeur E04A /B.

Tube calandre

Diamètre extérieur d0(m) 0.01905 -

Diamètre intérieur di(m) 0.00883 -

Longueur L (m) 6.096

-

Type BWG14

-

Pas triangulaire P(m) 0.0254

-

Epaisseur e (m) 0.00211 -

Coefficient de transfert global U (kcal/m2 h0C)

278.9 -

Diamètre DC (m) - 0.762

Nombre de chicanes - 24

Coupe X (% vertical) - 25

La chaleur spécifique CP

(Kcal/Kg 0C) 0.5445 0.544

La viscosité μ (centpoise) 0.3735 0.2325

La masse volumique mρ

(kg/m3)

688.7 662



CALCUL

Partie 1 : Colonne de stabilisation.

1) Validation du modèle thermodynamique Tableau 5 : Comparaison enter les débits du résidu dans le design, SRK et PENG-ROBINSON.

R PENG.R R SRK R DESING H2o 0,0001 0,0001 0,0004 N2 0,0000 0,0000 0,0000

CO2 0,0000 0,0000 0,0004 C1 0,0001 0,0002 0,0045 C2 0,0435 0,0415 0,2644 C3 3,8433 2,8863 6,0165 iC4 18,1530 16,2698 17,2147 nC4 42,4910 41,4676 40,0345 iC5 63,0423 65,7001 63,5844 nC5 47,3742 48,5604 47,9057 nC6 89,1395 89,1430 89,1516 nC7 65,5125 65,5125 65,5000 nC8 66,5577 66,5577 66,5351 nC9 59,5070 59,5070 59,5330 nC10 52,3729 52,3729 52,3507 nC11 46,9643 46,9643 46,9443 nC12 39,7417 39,7417 39,7251 nC13 30,7102 30,7102 30,6976 nC14 25,2910 25,2910 25,2809 nC15 19,8716 19,8716 19,8638 nC16 3,6131 3,6131 3,6117

SOMME 674,2289 674,2110 674,2193



1-1) Taux de récupération du condensat :

Tableau 6 : Débits de �� dans L, F et pour les modèles SRK et PENG-ROBINSON.

ch. Fr. R SRK R PENG. R iC5 47,3491 20,2925 63,5343 63,4081 nC5 34,3084 14,7036 47,4842 47,6319 nC6 62,4004 26,743 89,1403 89,1406 nC7 45,8587 19,6538 65,5125 65,5125 nC8 46,5904 19,9673 66,5577 66,5577 nC9 41,6399 17,8671 59,5070 59,5070 nC10 36,661 15,7119 52,3729 52,3729 nC11 32,875 14,0893 46,9643 46,9643 nC12 27,8192 11,9225 39,7417 39,7417 nC13 21,4971 9,2131 30,7102 30,7102 nC14 17,7037 7,5873 25,2910 25,2910 nC15 13,9101 5,9615 19,8716 19,8716 nC16 2,5292 1,0839 3,6131 3,6131

SOMME 431,1422 184,7968 610,3007 610,3226

1-2) Taux de récupération du condensat :

�∁�� ℎ�� = 615.939� ��/ℎ�

"#

1-3) Taux de récupération pour le modèle SRK :

$%&'( = ∑*é+,-*&.&/é.&0&1-.23%**41/.&%é/,*3∑*é+,-*&.&/é.&0&1-.23%**41/.′4.,0&1-4-,21 ∗ 100

$%&'(789 =610.3007615.939 . 100 = 99.084%

$%&'(>?@8 = A"B.CDDAA"�.ECE ∗ 100 = 99.088%

$%&'(789 = $%&'(789 = 99٪



� Remarque :

D’âpres le tableau 2 on remarque que le modèle thermodynamique PENG ROBINSON et SRK nous donne presque les mêmes valeurs que le design.

Donc on peut choisir le modèle PENG ROBINSON par ce qu’est le plus utilisé.

2) Vérification du design :

2-1) Spécification du condensat à la sortie de la colonne :

Tableau 7 : Spécification du condensat.

Spécification Normes Calcul colonne TVR (psi) ≤10 9.244

Densité (kg/m3) 710÷760 711

2-2) Evolution de la température et la pression au niveau des plateaux.

Fig. 1 : Evolution de température au niveau de chaque plateau.

0,0000

50,0000

100,0000

150,0000

200,0000

250,0000

300,0000

température(0c)

température



Fig.2 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau.

2-3) Evolution du débit liquide et le débit vapeur au niveau de chaque plateau.

Fig. 3 : Evolution du débit et le débit vapeur au niveau de chaque plateau.

21,6000

21,8000

22,0000

22,2000

22,4000

22,6000

22,8000

23,0000

23,2000

23,4000

pression(kg/cm2)

pression

0,0000

200,0000

400,0000

600,0000

800,0000

1000,0000

1200,0000

1400,0000

1600,0000

débit liquide

débit vapeur



2-4) Vérification du bilan matière :

2-4-1) Bilan matière global.

F + L = D + R.

F : débit molaire de la charge froide.

L : débit molaire de la charge chaude.

D : débit molaire de distillat.

R : débit molaire de résidu.

Tableau 8 : Débit du F, L, D, R, dans la colonne.

F (kg mol/h) L (kg mol/h) D (kg mol/h) R (kg mol/h) 289.6184 675.7259 293.2372 672.1071

2-4-2) Vérification du bilan matière partiel.

Tableau : 9

X'f X'L Y'D X'R F*X'F L*X' L D*Y' D R*X'R H2o 0,0013 0,0013 0,0042 0,0000 0,3691 0,8612 1,2302 0,0001 N2 0,0000 0,0000 0,0001 0,0000 0,011 0,0257 0,0367 0,0000

CO2 0,0013 0,0013 0,0044 0,0000 0,3836 0,8951 1,2787 0,0000 C1 0,0719 0,0719 0,2368 0,0000 20,8294 48,6018 69,4310 0,0002 C2 0,0752 0,0753 0,2476 0,0001 21,7925 50,8491 72,5958 0,0458 C3 0,0939 0,0939 0,2980 0,0049 27,1927 63,4497 87,3758 3,2666 iC4 0,0460 0,0460 0,0935 0,0253 13,3287 31,1003 27,4319 16,9971 nC4 0,0722 0,0722 0,0963 0,0617 20,9146 48,8008 28,2407 41,4747 IC5 0,0701 0,0701 0,0144 0,0943 20,2925 47,3491 4,2335 63,4081 nC5 0,0508 0,0508 0,0047 0,0709 14,7036 34,3084 1,3801 47,6319 nC6 0,0923 0,0923 0,0000 0,1326 26,743 62,4004 0,0028 89,1406 nC7 0,0679 0,0679 0,0000 0,0975 19,6538 45,8587 0,0000 65,5125 nC8 0,0689 0,0689 0,0000 0,0990 19,9673 46,5904 0,0000 66,5577 nC9 0,0617 0,0616 0,0000 0,0885 17,8671 41,6399 0,0000 59,5070 nC10 0,0543 0,0543 0,0000 0,0779 15,7119 36,661 0,0000 52,3729 nC11 0,0486 0,0487 0,0000 0,0699 14,0893 32,875 0,0000 46,9643 nC12 0,0412 0,0412 0,0000 0,0591 11,9225 27,8192 0,0000 39,7417 nC13 0,0318 0,0318 0,0000 0,0457 9,2131 21,4971 0,0000 30,7102 nC14 0,0262 0,0262 0,0000 0,0376 7,5873 17,7037 0,0000 25,2910 nC15 0,0206 0,0206 0,0000 0,0296 5,9615 13,9101 0,0000 19,8716 nC16 0,0037 0,0037 0,0000 0,0054 1,0839 2,5292 0,0000 3,6131

SOMME 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 289,6184 675,7259 293,2372 672,1071



�F ∗ Χ′IJ +�L ∗ Χ′IM =�D ∗ Υ′IP +�R ∗ Χ′IRD"

IS"

D"

IS"

D"

IS"

D"

,S"= 965.3T ��/ℎ

2-5) Spécifications de rebouilleur (cas design) :

Tableau : 10 Taux de

rebouillage Energie (kcal/h)

Enthalpie (kcal /kgmol)

Température (0C)

Design 0.6534 6910200 -45184.34 250.8

calcul 1.153 6667900 -43600 250.8

3) Vérification de la colonne de stabilisation actuelle :

3-1) Vérification du débit actuel par les paramètres de design :

Tableau 11 : Débits de ��dans L, F, R.

C+5 dans chaude

(L) C+

5 dans froide(F) C+5 dans Résidu (R)

iC5 12,779 3,1947 14,8658

nC5 9,0803 2,2701 10,7386

nC6 19,8036 4,9509 24,3009

nC7 19,3845 4,8461 24,1535

nC8 17,1546 4,2887 21,4432

nC9 14,4031 3,6008 18,0039

nC10 12,9915 3,2479 16,2394

nC11 11,5595 2,8899 14,4494

nC12 10,122 2,5305 12,6525

nC13 8,6827 2,1707 10,8534

nC14 7,2226 1,8056 9,0282

nC15 5,7822 1,4455 7,2277

nC16 1,4405 0,3601 1,8006

SOMME 150,4061 37,6015 185,7571



3-1-1) Taux de récupération :

$%&'3( =∑U��é��

∑U�� ℎ�� ∗ 100 = 98,8%

3-1-2) Spécifications du condensat :

Tableau : 12

Spécification Normes Calcul TVR à37.80C (psia) ≤ 10 11.34

Densité (kg/m3) 710÷760 713.4 Avec le dédit actuel entrant la colonne et les paramètres de design le condensat à la sortie de la colonne n’est pas stable, il fout changer les paramètres (température, pression, température de rebouillage) pour obtenir un condensat stable.

3-2) Avec le débit actuel et les paramètres actuels :

3-2-1) Spécifications du condensat a la sortie de la colonne :

Tableau : 13

Spécification normes calcul TVR (psia) ≤ 10 9.238

Densité (kg/m3) 710÷760 715.4



3-2-2) Evolution de la température et la pression au niveau des plateaux :

Fig.4 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau.

Fig. 5 : Evolution de la température au niveau de chaque plateau.

21,6000

21,8000

22,0000

22,2000

22,4000

22,6000

22,8000

23,0000

23,2000

23,4000

pression(kg/cm2)

pression

0,0000

50,0000

100,0000

150,0000

200,0000

250,0000

300,0000

température(0C)

température



3-2-3) Evolution des débits liquide et vapeur au niveau de chaque plateau :

Fig.6 : Evolution des débits liquide et vapeur au niveau de chaque plateau.

3-2-4) Vérification du bilan matière :

3-2-4-1) Bilan matière global :

F + L = D + R.

F : débit molaire de la charge froide.

L : débit molaire de la charge chaude.

D : débit molaire de distillat.

R : débit molaire de résidu.

Tableau 14 : Débit du F, L, D, R, dans la colonne.

F (kg mol/h) L D R 54.21 216.9 66.99 204.3

0,0000

50,0000

100,0000

150,0000

200,0000

250,0000

300,0000

350,0000

400,0000

450,0000

débit liquide

dédit vapeur



3-2-4-2) Vérification du bilan matière partiel :

Tableau : 15

X'f X'L Y'D X'R F*X'F L*X' L D*Y' D R*X'R H2o 0,0008 0,0008 0,0030 0,0000 0,0407 0,1628 0,2034 0,0001

N2 0,0000 0,0000 0,0001 0,0000 0,0008 0,0032 0,0040 0,0000

CO2 0,0013 0,0013 0,0053 0,0000 0,0707 0,2827 0,3532 0,0001

C1 0,0465 0,0465 0,1886 0,0000 2,5191 10,0793 12,5956 0,0002

C2 0,0986 0,0986 0,3983 0,0006 5,3465 21,3918 26,6046 0,1285

C 3 0,0598 0,0598 0,2054 0,0122 3,2407 12,9666 13,7170 2,4875

iC4 0,0365 0,0365 0,0699 0,0256 1,9799 7,9218 4,6669 5,2337

nC4 0,0629 0,0629 0,0900 0,0541 3,4119 13,6516 6,0140 11,0480

iC5 0,0589 0,0589 0,0265 0,0695 3,1945 12,7819 1,7707 14,2049

nC5 0,0419 0,0419 0,0128 0,0514 2,2700 9,0824 0,8519 10,4999

nC6 0,0913 0,0913 0,0001 0,1211 4,9507 19,8081 0,0086 24,7493

nC7 0,0894 0,0894 0,0000 0,1186 4,8459 19,3889 0,0000 24,2339

nC8 0,0791 0,0791 0,0000 0,1050 4,2885 17,1585 0,0000 21,4463

nC9 0,0664 0,0664 0,0000 0,0881 3,6006 14,4064 0,0000 18,0064

nC10 0,0599 0,0599 0,0000 0,0795 3,2477 12,9944 0,0000 16,2416

nC11 0,0533 0,0533 0,0000 0,0707 2,8898 11,5621 0,0000 14,4514

nC12 0,0467 0,0467 0,0000 0,0619 2,5304 10,1243 0,0000 12,6542

nC13 0,0400 0,0400 0,0000 0,0531 2,1706 8,6847 0,0000 10,8549

nC14 0,0333 0,0333 0,0000 0,0442 1,8055 7,2242 0,0000 9,0294

nC15 0,0267 0,0267 0,0000 0,0354 1,4454 5,7835 0,0000 7,2287

nC16 0,0066 0,0066 0,0000 0,0088 0,3601 1,4408 0,0000 1,8008

SOM 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 54,2100 216,9000 66,7900 204,3000

�F ∗ Χ′IJ +�L ∗ Χ′IM =�D ∗ Υ′IP +�R ∗ Χ′IRD"

IS"

D"

IS"

D"

IS"

D"

,S"= 271.11T ��/ℎ

3-2-4-3) Spécifications de rebouilleur :

Tableau : 16

Taux de rebouillage Energie (kcal/h) Enthalpie (kcal/kgmol)

Température (0C)

1.289 2340200 -43640 264



4) Cas d’arrêt d’un train et leur charge envoyée vers cette colonne.

4-1) Spécifications du condensat à la sortie de la colonne :

Tableau : 17.

Spécification norme calcul TVR (psia) ≤ 10 9.157

Densité (kg/m3) 710÷760 715.3

4-2) Les nouveaux paramètres de la colonne.

Température de plateau sensible est égale à 1700C.

Tableau : 18.

distillat Résidu condenseur rebouilleur Débit

(kgmol/h) 133.7 408.4 133.7 408.4

Température (0C)

56.29 260.1 56.29 260.1

Pression (kg/cm2)

22.2 23.15

Taux de reflux

- - 0.3515 -

Taux rebouillage

- - - 0.9639

Energie (kcal/h)

- - 216700 399400

Enthalpie (kcal/kgmol)

- - -235200 -43890



Partie 2 : Vérification de l’échanger de chaleur E04A/B.

1) CAS DESIGN : Tableau 19 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.

Design

calcul

calandre Tube calandre tube

Débit massique M (kg/h) 90014 78328 90014 78390

Masse volumique ρ (kg/m3) 662 668,5 537.86 684.055

Viscosité µ (cp) 0,2325 0,3735 0.3324 0.45143

Chaleur échange Q (kcal /h) 427000 427000 420000 410000

Surface d’échange A (m2) - 391,8 - 402.8

Nbr des tubes Nt - 1104 - 1104

Température d’entrée T (0C) 40,2 55 40.2 55

Température de sortie T (0C) 48,2 45 48.27 45.02

Perte de charge admissible ∆P

(kg/cm2) 0,7 0,2 0,1476 0,1867



2) CAS ACTUEL :

2-1) Avec la charge actuelle :

Tableau 20 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.

Calandre

tube

Débit massique M (kg/h) 27980 24650

Chaleur échange Q (kg/h) 177700 177700

Surface d’échange A (m2) -

382.4

Nbr des tubes Nt - 1048

Température d’entrée T (0C) 34.09 55

Température de sortie T (0C) 45.33 41.37

Perte de charge ∆P (kg/cm2) 0,04 0,026

2-2) Cas d’arrêt d’un train et leur débit passe par l’échangeur

40-E04A/B avec 55 tubes bouchés (5٪).


Calandre

tube

Débit massique M (kg/h)

55960 49290

Perte de charge ∆P (kg/cm2)

0.0517 0.0923

Température d’entre (0C)

34.09 55

Température sortie (0C) 44.83

41.97

Pression entrée (kg/cm2) 20.9 23.57

Pression sortie (kg/cm2) 20.81 23.52

Chaleur échange (kcal/h)

340000 340000

Surface d’échange (m2)

- 382.4

Nombre des tubes - 1048



3) Le débit maximale : Conditions actuelles (55tubes bouchés).

Tableau22 : Paramètres et caractéristiques de l’échangeur.

Calandre

tube

Débit massique M (kg/h)

83930 73930

Perte de charge ∆P (kg/cm2)

0.1125 0.191

Température d’entre (0C)

34.09 55

Température sortie (0C) 42.34

45

Pression entre (kg/cm2) 23.57 20.9

Pression sortie (kg/cm2) 23.46 20.71

Chaleur échange (kcal/h)

390823 390823

Surface d’échange (m2)

- 382.4

Nombre des tubes - 1048



2-b-4) Les paramètres et les caractéristique de l’échangeur avec la diminution du nombre des tubes.


Tube calandre

10 ٪ 20٪ 25٪ 29٪ 10٪ 20٪ 25٪ 29٪

M (kg/h) 69000 61000 56000 54000 77280 68320 62720 60427

∆P (kg/cm2) 0.179 0.1775 0.171 0.177 0.127

0.106 0.105 0.094

tent (0C) 55 55 55 55 34.09 34.09 34.09 34.09

tsort (0C) 45 45 45 45 42.47 48.48 42.46 42.49

Q (kg/h) 366730 324086 296153 286898 366730 324086 296153 286898

A (m2) 362.08 322.6 302.22 286.1 - - - -

Nt 992 883 828 784 - - - -

Pent (kg/cm2) 20.9 20.9 20.9 20.9 23.57 23.57 23.57 23.57

Psort (kg/cm2) 20.72 20.72 20.73 20.72 23.44 23.46 23.47 23.48



INTERPRETATON DES RESULTATS :

� Les figures 1 et 4 montrent que le gradient de température représente une évolution

normale le long de la colonne, vu que celle-ci augmente en descendant du premier plateau

(condenseur) au dernier (rebouilleur), en augmentant le taux de rebouillage, la courbe

s’éloigne dans la zone d’épuisement.

Cette augmentation apporte au fond de la colonne une certaine quantité de chaleur, où

le liquide provenant du plateau inférieur se vaporise partiellement, ce qui permet une bonne

stabilisation du condensat (TVR< 10PSI), et l’augmentation du taux de récupération,

respectant les normes commerciales.

On remarque la présence d’un maximum au niveau des plateaux d’alimentation,

qu’explique la différence entre les températures des alimentations et celle du plateau sensible

(23ème plateau).

� Les figures 2 et 5 montrent que pour les deux cas design et actuel, l’évolution de la

pression sur le long de la colonne est identique et normale.

� Les figures 3 et 6 montrent que le profil des débits molaires liquide et vapeur sont presque

constants dans les deux zones de la colonne, avant et après les plateaux d’alimentation (lignes

parallèles expliquent l’équilibre liquide-vapeur sur chaque plateau).

On remarque une rupture du profil des débits liquide et vapeur au niveau des

plateaux d’alimentation (13èmeet 20ème plateau) qui est due aux conditions d’entrée des deux

charges, ainsi au niveau du plateau n°1(condenseur) . Les débits de la phase liquide sont

très importants par rapport aux débits de la phase vapeur ce qui explique la condensation

totale de la phase vapeur.

Conclusion générale


Conclusion

� D’après les résultats de calcul de l’échangeur, montrent que :

- Dans le cas actuel, c’est possible d’augmenter le débit sur l’échangeur E04 A /B

jusqu'à la valeur 83930 Kg/h (coté calandre) et 73930 Kg/h (coté tube) avec 55tubes

fermés.

- Pour garder la température à la sortie coté tube (température de stockage) et avec la

diminution du nombre des tubes (10٪,20٪, 25٪ et 29٪), on remarque que le débit va

diminue pour que la perte de charge ne dépasse pas la valeur admissible (0.2 kg/cm2 coté

tubes), on propose :

• L’arrêt d’un train (section basse pression), pour l’économie d’énergie (gaz de

combustion, électricité,…etc.).

• L’augmentation du débit par l’ouverture d’autres puits mais à savoir le fonctionnement

de l’échangeur.

36’’

: Tube en bon état

: Tube en bon état

Tube en bon état

: Tube bouché-fermé

Faisceau inferieur Côté tête flottante

Disposition de la forure, plaque tube, chicanes d’échangeur

40 E04A/B

1’’

1’’

3’’

3’’

129’’ 129’’

18’’

D.I.M

36’’

: Tube en bon état

: Tube en bon état

Tube en bon état

: Tube bouché-fermé

Faisceau supérieur Côté tête flottante

Disposition de la forure, plaque tube, chicanes d’ech 40 E04A/B

1’’ 1’’

3’’

129’’ 129’’

18’’

D.I.M

Fig. I.1 : Puits producteurs ……………………………….........................................................6

Fig.I.2 : Puits réinjecteurs…………………...............................................................................7

Fig. I.3 : Schéma global du complexe des deux usines de traitement du gaz ……………........8

Fig.I.4 : Schéma semplifie de l’unite 02 ………………………………………...…..……… 10

Fig. I.5 : Schéma simplifié de l’unité 10 (section haute pression HP) ……………….….…..14

Fig. I.6 : Schéma simplifié de l’unité 10 (section basse pression BP)………………………..16

Fig. I.7 : Schéma de l’unité de stockage du condensat ……………………………...…...…..17

Fig. II.1 : Production de gaz naturel en Algérie…………………………….………….……..30

Fig. II.2 : Répartitions des réserves gaziers en Algérie….........................................................31

Fig. II.3 : Schéma d’utilisation de C1, C2, C3, C4.....................................................................35

Fig. II.4 : Les produits issus du propane………………………………...…………………....36

Fig. II.5 : Les produits issus du butane……………………………………………………….37

Fig. III-1 : Schéma simplifié de la rectification ……………...................................................42

Fig. III-2 : Schéma d'une colonne à plateaux……………………………………………..…..45

Fig. III-3 : Schéma simplifié d’un Plateau perforé à déversoirs ..............................................46

Fig.III-4 : Schéma de calotte……………………………………………………………….....47

Fig.III-5 : Schéma de clapet …………….……………………………………………………48

Fig. III.6 : Schéma de la zone de rectification..........................................................................50

Fig. III.7 : Schéma de la zone d’épuisement.............................................................................51

Fig. V.1 : Schéma de l’échangeur à tête flottante.....................................................................67

Fig. V.2 : Schéma de l’échangeur à tubes en U (type CFU) …................................................67

Fig. V.3 : Schéma de l’échangeur à plaques tubulaires fixes (type BEM)...............................68

Fig. V.4 : Schéma de l’échangeur type Kettele (AKT).............................................................69

Fig. V.5 : Résistances au transfert............................................................................................74

Fig. VIII.1 : Evolution de température au niveau de chaque plateau (cas design)...................97

Fig. VIII.2 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau (cas design).....................98

Fig. VIII.3:Evolution du débit et le débit vapeur au niveau de chaque plateau (cas design)...98

Fig. VIII.4 : Evolution de la pression au niveau de chaque plateau (cas actuel)…................102

Fig. VIII.5 : Evolution de la température au niveau de chaque plateau (cas actuel)..............102

Fig.VIII.6:Evolution des débits liquide et vapeur au niveau de chaque plateau (cas actuel).103

Tab.I.1: La production entre 1988 et 2003 de RHOURDE-NOUSS……………………….5

Tab. I.2: La composition de gaz à traiter………………………………………………….....19

Tab. I.3: Spécification des différents produits…………….…...………...…………………..19

Tab.I.4: La température et la pression des courants entrant et sortant de l’usine de GPL…..20

Tab.II.1 : La composition d’un certain nombre de gaz naturel …………………...…....……21

Tab.II.2 : Offre potentielle de gaz - Scénario haut (en.Gm3) …………………………….... 25

Tab.II.3 : Offre potentielle de gaz - Scénario de référence (en Gm3) ...……………....……..26

Tab.II.4 : Demande mondiale de gaz par région (Cas de base)…………………...……...….28

Tab.II.5: Demande mondiale de gaz par région (Scénario Alternatif)………………………28

Tab.VI.1: Domaines d’applications de l’équation de PENG ROBINSON……………….…86

Tab.VII.1: Moyens de détection fixes………………………………………………………..91

Tab.VIII.1 : Dimensionnement de la colonne ……..……..…………………………..……... 93

Tab.VIII.2 : Caractéristiques des plateaux……………………………………………………93

Tab.VIII.3: Paramètres de l’échangeur E04A/B………………………………..………….…94

Tab.VIII.4 : Caractéristiques de l’échangeur ………………………………………………...94

Tab.VIII.5 : Comparaison entre les débits du résidu dans le design, SRK et

PENG-ROBINSION …………………………………………………………....……95

Tab.VIII.6 : Débits de c5 dans R et pour les modèle SRK et PENG- ROBINSION…………96

Tab.VIII.7 : Spécification du condensat (cas design)…………………………...……………97

Tab.VIII.8 : Débit du F, L, D, R dans la colonne (cas design)…………….……......………..99

Tab.VIII.9 : Vérification du bilan de matière partiel (cas design)……….……..……….……99

Tab.VIII.10 : Spécification de rebouilleur (cas design).………………………………….…100

Tab.VIII .11 : Débit du c5 dans L, F et R (cas actuel)………………………………...…….100

Tab.VIII.12 : Spécification du condensat (cas actuel)……………………....……...…...…..101

Tab.VIII.13 : Spécification du condensat a la sortie de la colonne (cas actuel)………….....101

Tab.VIII.14 : Débit du F, L, D, R dans la colonne (cas actuel)……………………………..103

Tab.VIII.15 : Vérification du bilan de matière partiel (cas actuel)………………………….104

Tab.VIII.16 : Spécification de rebouilleur (cas actuel)……………………………...……....104

Tab.VIII.17 : Spécification du condensat a la sortie de la colonne (cas d’arrêt d’un train)...105

Tab.VIII.18 : Les nouveaux paramètres de la colonne (cas d’arrêt d’un train)……..………105

Tab.VIII.19: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (cas design)…………106

Tab.VIII.20: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (cas actuel)………......107

Tab.VIII .21: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B

(Cas d’arrêt d’un train)…………………………………………………………..107

Tab.VIII.22: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (avec le nombre des tubes actuel fermés)…………………….………………………………..…….108 Tab.VIII.23: Paramètres et caractéristiques de l’échangeur E04A/B (avec la diminution du nombre des tubes)……………………………………………………………109

Bibliographie

FST2017 CE/MASTER

Bibliographie

1-P. WUITHIER : Raffinage et génie chimique, Tomes I &II

2eme édition 1972 –Paris.

2-J.P.WAUQUIER : Procédés de séparation, Edition TECHNIP 1998 –Paris.

3-V.GRICHKO & R. ABDOULLAEV : Echangeurs de chaleur.

Edition INHC. Boumèrdès 1977.

4-Engineering PERRY HAND BOOK, Edition 1972. 5-Engineering DATA BOOK NINTH, Edition 1972.

6-Manuel opératoire de l’unité de traitement du gaz de RHOURDE NOUSS.

7-R. ABDOULLAEV& V. KOSSIAKOV : Théorie et calcul de la rectification

des mélanges complexes. Edition INHC. Boumèrdès 1977.

8- Skoblo A (1973), Méthodes et appareils de l’industrie du pétrole :

tome 2.Editions « Ecole supérieur Moscou ».

9-Cours d’opérations unitaires. FHC. Boumèrdès 2007-2008.

10-Le logiciel de simulation HYSYS v3.2 HYPROTECH CANADA.2004.

page de garde master 02

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