Cours Madame Sobhi [PDF]

Zitiervorschau

Cours 3 emme année raffinage et pétrochimie

Chimie organique industrielle

Préparée par Dr: C.SOBHI

1. Grands domaines de la chimie industrielle 11. Chimie de base (organique et minérale) Obtention de grands intermédiaires de la chimie minérale et organique à partir de qqes dizaines de matières premières Ex : engrais, solvants, monomères ... • CHIMIE LOURDE Production de matières premières de base, Molécules simples Gros tonnages Production en continu Bas prix, faible valeur ajoutée • CHIMIE FINE Production de molécules complexes (aldéhydes, cétones, amines, molécules polyfonctionnelles …) Intermédiaires de synthèse Produits finis (parachimie), production en quantités plus faibles en continu et en discontinu Prix plus élevés, haute valeur ajoutée

Transformation de matières premières banales : eau, air, sel, soufre, gaz naturel, calcaire, sable ...

Chimie minérale

Acides inorganiques Bases inorganiques Engrais Gaz -> voir tableau

Chimie de base Chimie organique

Composés du carbone obtenus à partir de : végétaux, houille, pétrole, gaz naturel

Biochimie Carbochimie Pétrochimie

12. Parachimie FORMULATION  Utilisation de produits de base Tonnages importants, appel à des traitements physiques, mélange, conditionnement  Elaboration de produits fonctionnels, grande diversité : • savons, lessives, • peintures, vernis et encres, • parfums, cosmétiques et produits de beauté, • colles, liants et adhésifs, • colorants, explosifs, produits phytosanitaires ... 13. Pharmacie humaine et vétérinaire • Médicaments pour l’homme et vétérinaires • Activité de chimie fine et de spécialités • Nombreuses étapes réactionnelles + activité de formulation (galénique) • Activité de recherche importante • Effort de R&D : 100 Millions d’euros sur 10 ans /médicament

La chimie de base Dans laquelle on distingue encore deux domaines : a)La chimie lourde Elle produit des matières premières de base, molécules simples telles que l’éthylène ou le propène, le benzène, le méthanol, l’éthanol, le phénol, l’acide acétique, le styrène, l’oxyde d’éthylène, etc. Ces matières de base sont produites en quantités très importantes (par exemple, pour l’éthylène, 3,4 millions de tonnes par an en France), dans des installations fonctionnant en continu qui représentent des investissements extrêmement coûteux (un « vapocraqueur » coûte au minimum 0,6 milliards d’euros). b)La chimie fine Elle produit des molécules plus élaborées (dérivés halogénés, aldéhydes ou cétones, amines, composés polyfonctionnels…) utilisées, soit comme telles soit comme intermédiaires de synthèses, dans la formulation et la fabrication des produits finis livrés ensuite aux divers utilisateurs par la parachimie et la pharmacie (cf. ci-après). Des dizaines de milliers de composés organiques les plus divers sont produits à ce niveau, en quantités très variables mais rarement très élevées (en général de 1 t/an à quelques dizaines de milliers de t/an). La production des engrais et des matières plastiques est rattachée également à la chimie de base.

L’activité industrielle et économique en chimie.

•

La parachimie qui élabore les « produits finis » fournis aux utilisateurs, tels que : savons, détergents et lessives ; peintures vernis et encres ; produits d’entretien divers ; parfums, cosmétiques et produits de beauté ; liants, colles et adhésifs ; produits phytosanitaires (protection des végétaux) ; surfaces sensibles pour la photographie ; explosifs ; colorants ; etc. • La pharmacie pour l’homme et pour les animaux.

LES GRANDES SOURCES DE MATIÈRES PREMIÈRES Parmi les trois principales sources de matières premières pour l’industrie chimique organique : houille, pétrole. biomasse végétale. 2.1 La houille et la carbochimie La houille provient de la fossilisation des végétaux essentiellement à l’ère primaire (ou carbonifère, – 360 millions d’années), sous l’action de bactéries d’une part, de la température et de la pression du sous-sol d’autre part. Elle est loin d’être formée uniquement de carbone ; 10 à 40 % de sa masse sont constitués de produits organiques, plus ou moins volatils, dont la nature et les proportions dépendent de l’origine et de « l’âge » de la houille.

a) piège par anticlinal

Gaz naturel (gas cap)

b) piège contre dôme de sel

Pétrole

c) piège contre faille

Aquifère

II- Production du pétrole et du gaz naturel La production pétrolière dépend : - D'un niveau technologique élevé et d'investissements très importants, - De la recherche de territoires pour le moment inaccessibles. Un pétrole plus cher. Le taux de récupération du pétrole en 2008 est de 35% ; ce taux joue

considérablement sur la production et les techniques modernes de pétrole visent à l'améliorer. Certains territoires, comme l'Arctique, sont actuellement inaccessibles à l'exploration pour plusieurs raisons : politiques, climatiques, zones closes, etc. Une augmentation éventuelle du cours du baril pourrait rendre rentable l'exploitation de ces puits

II-1 Exploration Pour être certain du contenu des roches il faut forer un puits. Cependant :

- Le forage est risqué même avec les techniques modernes (de géophysique et de géologie). - Les chances de succès dans une région inconnue sont faibles. - La production doit être assez importante (pour justifier les coûts de forage, mise en exploitation). - Les terrains dont la richesse est indéterminée, nécéssite une analyse

d'échantillons et de débris de roches prélevés, pour avoir des renseignements sur la nature des roches et la probabilité d'y trouver du pétrole ou du gaz.

II-2 Le Forage

2-1 Introduction Une fois les études terminées (satellite, interprétation sismique) et la décision de forer prise, il faut implanter le forage à l’emplacement prévu sur les cartes du prospect (gisement potentiel). Les coordonnées du lieu d’implantation sont très précises, mais l’endroit qui y correspond n’est pas toujours facile à préparer. Pour cela, il faut

réaliser une étude de site, sans oublier l’étude d’impact, c’est-à-dire un

état

des

lieux

l’environnement…).

complet

avant

travaux

(impact

sur

2-2 Logistique de l'implantation en mer En mer, on mesure la profondeur d’eau et on étudie le fond de la mer pour savoir, par exemple, s’il peut supporter les piles d’une plate-

forme. On étudie également certaines données climatiques : force du vent, hauteur des vagues, ampleur des courants. On fait en sorte de connaître les maxima extrêmes de mauvais temps possibles, pour protéger les installations des pires tempêtes. Dans certaines mers fermées à l’abri des grosses intempéries marines, comme aux Pays-

Bas, les emplacements de forage sont ceinturés par un véritable mur qui empêche toute contamination de la mer par des déchets ou des produits polluants.

2-3 Logistique de l'implantation à terre A terre, des obstacles peuvent se présenter : zone habitée, emplacement très accidenté, zone boueuse… Les responsables de l’étude de site déterminent l’emplacement le plus sûr et le plus proche possible des coordonnées prévues. Puis on construit les routes qui serviront à apporter le matériel et à le déménager en fin de forage.

Sur le site même, il faut déboiser, racler et nettoyer les surfaces qui vont accueillir l’appareil, les locaux techniques et d’habitation.

2-4 Montage des installations Le montage sur le site prend plusieurs jours. En mer, l’appareil utilisé (plate-forme ou bateau de forage) est acheminé par des remorqueurs ou par ses propres moyens. Pendant toute la durée du forage, une logistique très importante est maintenue. Il faut alimenter le chantier en matériel (tiges de forage,

tubages), en produits pour la boue et en nourriture pour le personnel. Il faut aussi prévoir le remplacement des équipes qui partent en congés pour récupérer et les allées et venues de personnes dont la présence n’est pas nécessaire en permanence (navettes à terre et hélicoptères en mer).

2-5 Mise en place Selon les données acquises sur le sous-sol et la topographie du terrain, on détermine la meilleure position pour mettre en oeuvre l'appareil de forage. Généralement à la verticale de l'épaisseur maximale de la couche supposée contenir des hydrocarbures, les foreurs réalisent un trou dans des conditions parfois difficiles. De faible diamètre (20 à 50cm), ce trou de forage aura généralement une profondeur comprise entre 2 et 4km. Exceptionnellement, certains forages dépassent les 6km. L'un d'entre eux a même dépassé 11km.

2-6 Appareillage Le train de tiges est un ensemble de tubes métalliques vissés bout à bout. Il transmet un mouvement rotatif (forage Rotary) à l'outil de forage (souvent le trépan) et achemine un liquide appelé "boue", en raison de son aspect, vers le fond du puits au fur et à mesure de l'approfondissement. le "mât" est la partie visible du forage. C'est une tour métallique de plusieurs dizaines de mètres de hauteur. Elle sert à introduire verticalement le "train de tiges".

2-6 Appareillage Le trépan est l'outil le plus courant (c'est un assemblage de trois cônes) en acier très dur qui attaque la roche.

Parfois, quand la roche traversée est très résistante, on utilise un outil monobloc incrusté de diamants, qui use la roche par abrasion.

2-6 Appareillage Par les tiges creuses à l'extrémité desquelles tourne le trépan, on injecte une boue spéciale, préparée et contrôlée par un ingénieur, le boueux. Cette boue refroidit le trépan et consolide les parois du trou. De plus, elle évite un jaillissement de pétrole, de gaz ou d'eau provenant d'une couche traversée en équilibrant sa pression. Enfin, la boue nettoie le fond du puits et, en remontant le long des tiges, achemine à la surface les fragments de roche arrachés par le trépan (déblais ou cuttings). Le géologue examine ces fragments pour connaître les caractéristiques des roches traversées et détecter d'éventuels indices d'hydrocarbures.

2-7 Les différents forages Le premier forage d'exploration est très souvent vertical. On a recours au forage dévié : - Quand la zone de forage est inaccessible ou urbanisée. - Pour contourner un obstacle tel qu'un dôme de sel. - Après un accident de forage. - En mer afin d'économiser un déplacement de la plate-forme. Le forage horizontal est pratiqué pour drainer la couche de roche imprégnée de pétrole sur une plus grande longueur qu'on ne le ferait avec un forage vertical pour en augmenter la productivité.

1. 2. 3. 4.

forage vertical forage dévié forage incliné forage horizontal

2-8 En mer Si le principe reste le même, les moyens pour supporter l'appareil et débarquer le matériel acheminé par bateau, sont plus lourds et

plus coûteux. On utilise une plate-forme jusqu'à une profondeur d'eau de 100 mètres environ et si la nature des fonds marins le permet, une plate-forme "semi-submersible" ancrée jusqu'à plusieurs centaines de mètres de profondeur d'eau. Au delà, on a recours à un navire à positionnement dynamique. 1. 2. 3. 4.

plate-forme fixe plate-forme auto-élévatrice plate-forme semi-submersible navire à positionnement dynamique

II-7 Les produits pétroliers

7-1 Caractéristiques et propriétés physico-chimique - La Couleur Caractérise les produits dits blancs, en réalité, plus ou moins colorés depuis le jaune très pâle jusqu’au brun foncé. une teinte foncée traduit, très souvent, une détérioration chimique du

produit, annonciatrice d’inconvénients en service (formation de dépôts, encrassement du moteur). Indépendamment de leur coloration intrinsèque, certains produits pétroliers sont volontairement teintés par adjonction d’additifs colorants, afin d’éviter des fraudes lors de leur utilisation.

- La masse volumique La masse volumique des produits pétroliers liquides est généralement déterminée à 15,55 °C. Les valeurs observées s’étagent de 550 à 580 kg/m3 environ pour les GPL.

gazole Masse volumique des principaux produits pétroliers en kg/m3 à 60°F

- Courbe de distillation Cette caractéristique représente l’évolution de la fraction distillée en

volume, en fonction de la température, dans un appareillage approprié. Dans les usages énergétiques, on souhaite que le carburant présente une volatilité suffisante pour être mis commodément en suspension dans l’air, pendant la phase d’admission. Cependant, les essences, en particulier, ne doivent pas être non plus trop volatiles, afin de limiter

les pertes par évaporation et de réduire les risques d’explosion ou d’incendie lors des opérations de distribution

-Viscosité La viscosité cinématique est déterminée par la mesure du temps d’écoulement du produit liquide dans un tube capillaire calibré. Elle intervient de façon prépondérante dans la mise en œuvre et la combustion des produits pétroliers moyens et lourds. Ainsi, Pour un moteur Diesel, le gazole ne doit pas être trop visqueux sous peine d’augmenter les pertes de charge, de réduire la pression d’injection et de détériorer la finesse de pulvérisation, ce qui affecterait finalement le

processus de combustion. une viscosité insuffisante pourrait provoquer le grippage de la pompe d’injection. Les fuels lourds, très visqueux, doivent être réchauffés afin que la pulvérisation s’effectue convenablement dans le brûleur.

- Pouvoir calorifique Le pouvoir calorifique représente la quantité d’énergie dégagée par unité de masse (ou volume) du produit, On fait la distinction entre le pouvoir calorifique supérieur (PCS) et

le pouvoir calorifique inférieur (PCI), selon que l’eau obtenue par combustion se trouve à l’état liquide ou à l’état gazeux. La seule grandeur véritablement utile en pratique est le PCI puisque, dans les produits de combustion rejetés par les moteurs et les brûleurs, l’eau se trouve sous forme de vapeur.

-Teneur en soufre Le soufre est dosé, généralement, en déterminant la quantité de dioxyde de soufre (SO2) formée par combustion d’un échantillon de produit. Il se trouve toujours en plus forte concentration dans les fractions les plus lourdes (fuels, résidus), où il est engagé dans des structures chimiques très complexes (dibenzothiophènes). Il existe, pour tous les produits pétroliers, des réglementations strictes de teneur maximale en soufre, par exemple 0,05% pour les essences et le gazole, 0,2% pour le fuel domestique et ceci afin de : - Diminuer la pollution atmosphérique par le dioxyde de soufre SO2. - Faciliter le fonctionnement (essences et gazole) des catalyseurs traitant les polluants classiques dans les gaz d’échappement. - Diminuer le taux d’émission de particules pour les moteurs Diesel.

7-2 Essences et GPL carburant Les critères particuliers pris en compte pour ces produits alimentant les moteurs à allumage commandé sont : - la pression de vapeur,

- les indices d’octane, - dans certains cas, pour les essences, la teneur en plomb. Un moteur à allumage commandé, plus communément appelé moteur à essence, en raison du type de carburant utilisé, est une famille de moteur à combustion interne, pouvant être à mouvement alternatif (à deux ou quatre temps) ou à mouvement rotatif

Les moteurs à allumage commandé équipent les véhicules terrestres, et notamment les automobiles de prestige.

- Pression de vapeur Pour les produits pétroliers, on ne détermine pas la vraie pression de vapeur, mais une grandeur associée appelée pression de vapeur Reid (PVR). La procédure consiste à mesurer la pression relative développée par les vapeurs issues d’un échantillon liquide d’essence disposé dans une enceinte métallique à une température de 37,8 °C (100 °F). Les PVR des essences sont en général comprises entre 0,35 et 1 bar. La volatilité de l’essence doit être suffisante pour assurer, par temps froid, le démarrage rapide et la mise en action satisfaisante du véhicule. • Lors du fonctionnement à chaud, il convient de limiter la volatilité, afin d’éviter

certains incidents : perte d’agrément de conduite ou calages, difficulté ou impossibilité de démarrage après une période d’arrêt ou en été. À ces contraintes d’ordre technologique, il faut ajouter une préoccupation croissante de limiter les pertes par évaporation.

- Indices d’octane L’indice d’octane (N.O.) mesure la résistance à l'auto-inflammation d'un carburant dans

un moteur à allumage commandé ("moteur essence"), et en particulier sa résistance au cliquetis (résonance de l'explosion). Cet indice caractérise donc les propriétés antidétonantes des essences. Plus l'indice est élevé, plus la résistance est grande Le phénomène de cliquetis dépend à la fois : - des caractéristiques et des réglages du moteur : ( conception du moteur : taux de compression, forme des chambres de combustion; fonctionnement : vitesse de rotation, charge, avance à l’allumage, richesse du mélange carburé, température de fonctionnement,…) - des caractéristiques antidétonantes des carburants.

Dans un moteur à combustion interne, le cliquetis est une combustion anormale entraînant une résonance de l'explosion sur les parois de la chambre de combustion et du piston. Ces résonances peuvent être décelées à bas régime par une oreille experte. Il s'agit d'un bruit métallique bien connu des motoristes.

39

Essence à faible indice d’octane élevé -Processus de combustion incontrôlé combustion ,front (Détonation) surchauffe et détérioration Des pièces métalliques force motrice Réduction de la force motrice

Essence à indice d’octane - processus régulier de régulier des flammes utilisation optimale de la

Les diagrammes ci-dessous montrent les vibrations des phases gazeuses dues à l’augmentation locale de la pression. Les vibrations frappent la tête du piston et provoquent le bruit caractéristique du cliquetis. Conséquences en cas de cliquetis intense et prolongé  surcharge du système de refroidissement et augmentation de température ( détérioration du joint de culasse), pouvant aboutir à la casse du moteur.  Détériorations mécaniques - érosion de la culasse et du piston - détérioration des bougies et des soupapes 41

On distingue l'indice d'octane recherche (RON) qui représente le comportement d'un carburant à bas régime et en accélération, de l'indice d'octane moteur (MON) qui représente le comportement du carburant à haut régime et à forte charge. L’essence est comparée à deux hydrocarbures purs choisis comme référence. Le 2,2,4-triméthylpentane (isooctane) très résistant à l’auto-inflammation, auquel on attribue l’indice 100, de formule :

et du n-heptane peu résistant, qui reçoit l’indice 0, de formule :

Le carburant a un indice d’octane égal à x si, dans le moteur standard, il provoque un cliquetis équivalent à celui observé pour un mélange de x parties en volume d’isooctane (N.O=100) et de (100-x) parties en volume d’heptane.

Application: Indice d’octane 1) On désire déterminer la proportion de méthyltertiobutyléther (MTBE) nécessaire pour obtenir un carburant présentant un RON de 98 à partir d’une essence légère de

craquage catalytique ayant un RON de 93. On considèrera, en première approximation, que l’indice d’octane d’un carburant peut être déterminé à l’aide d’une loi d’additivité linéaire pondérée par les fractions massiques des différents constituants. 1) Données :

RON

MTBE

essence légère FCC

114

93

98=X*114+(1-X)*93 X=(98-93)/(114-93) X=23,8% 76,2% essence légère, 23,8% MTBE

Essences automobiles Composition typique des essences : % vol Type de base Super à 0,15 gPb/l

EuroSuper

Superplus

Coupe C4

2-4

2–4

2–4

Essence direct distillé

5 - 10

0-8

0–5

Essence craquage cata

20 - 40

15 - 35

10 – 25

Réformat

30 – 60

35 - 60

45 – 80

Isomérat

0-5

0-5

0–8

Alkylat

0 - 10

0 - 15

0 – 20

MTBE

0-3

0-5

0–9

RON

95

96,5

99,5

MON

84

85,5

88

-Teneurs en plomb Les teneurs en plomb sont comprises, selon les époques et les types d’essence, entre 0,4 et 1 g/L. Ces additifs sont des inhibiteurs d’auto-inflammation qui, par conséquent, augmentent les indices d’octane. Les voitures à essence récentes, qui sont équipées de systèmes de posttraitement catalytique des gaz d’échappement, ne peuvent supporter l’emploi de carburants additives avec des alkyles de plomb, car ceux-ci empoisonnent les catalyseurs à base de métaux précieux. On tend à développer les essences sans plomb, afin de réduire les rejets. Les essences modernes sont de plus en plus sans plomb; les teneurs sont limitées à 0,013 g/L. Elles contiennent désormais moins de 0,005 g/L. Les essences avec

plomb, promises à un rapide déclin et réservées aux véhicules anciens adaptés pour ce type de carburant, ne peuvent contenir que 0,15 g Pb/L au maximum.

L'indice de cétane est une propriété très importante des carburants Diesel, car il mesure leur aptitude à s'enflammer dans le chambre de combustion des moteurs à allumage par compression. Il concerne surtout le gazole moteur (G.O.M.) mais aussi le fuel oil domestique (F.O.D.).

7-3 Gazole et FOD Dans leurs usages comme carburants, le gazole et le FOD (le fuel domestique) doivent répondre à des spécifications précises en matière de comportement à basse température et d’indice de cétane.

- Comportement à basse température Certains hydrocarbures paraffiniques présents dans le gazole peuvent cristalliser partiellement à basse température et colmater le filtre disposé sur le circuit d’alimentation, ce qui risque d’entraîner une immobilisation complète du véhicule. Les caractéristiques prises en compte dans ce domaine sont : - Le point de trouble, le plus souvent compris entre 0 et -10 °C; c’est la température à laquelle des cristaux de paraffine, commencent à précipiter.

le point de trouble d’une coupe (ou d’un produit) est la température à laquelle la coupe présente des particules solides. Pour la mesurer, on réchauffe d'abord la matière afin qu'elle se présente sous forme d'un liquide limpide, puis on la refroidit lentement (de 0,5 à 1 °C/min) jusqu'à ce que l'on observe que le liquide se trouble, avec l'apparition des premiers cristaux. Le mode opératoire de cette mesure est défini par des normes ASTM, NF - EN 23015 et IP. En général, on utilise cette mesure pour analyser les coupes kérozène et gazole ; le point de trouble est essentiel pour caractériser la température en dessous de laquelle les cristaux qui se matérialisent vont commencer à s'accumuler dans les pores du filtre à carburant et à boucher celui-ci, conduisant à l'arrêt du moteur.

- le point d’écoulement : à température plus basse, les cristaux augmentent de

taille, s’organisent en réseaux qui emprisonnent le liquide et l’empêchent de s’écouler ; on atteint alors le point d’écoulement qui varie entre -15 et -40°C. - La température limite de filtrabilité (TLF) est la température minimale pour laquelle un volume déterminé de gazole traverse, en un temps limité, un appareil de filtration bien défini (le plus souvent comprise entre -15 et -30 °C)

- Indice de cétane (I.C.) Dans le moteur Diesel, le déclenchement de la combustion est provoqué par auto-inflammation du carburant injecté dans de l’air comprimé. Il est donc nécessaire que le gazole présente une structure chimique convenable à ce processus.

Le comportement du gazole est comparé à celui de deux hydrocarbures purs, choisis comme référence : — le n-cétane ou n-hexadécane auquel on attribue l’indice 100 :

— l’ a-méthylnaphtalène de formule auquel on attribue l’indice 0 :

Un gazole présente un indice de cétane X, s’il se comporte comme un mélange binaire de X % (en volume) de n-cétane et de (100 – X) % d’améthylnaphtalène.

7-4 Carburéacteurs (Carburant aviation) L'application aéronautique exige des spécifications sévères et des contrôles à

différents stades. Les carburéacteurs doivent posséder une bonne tenue au froid (-50°C) pour éviter le figeage qui empêcherait l'alimentation du réacteur. De même, la présence d'eau est étroitement surveillée pour empêcher la formation de bouchons de glace. A la sortie de la raffinerie, le

carburéacteur ne contient qu'une très faible quantité d'eau dissoute. Il est ensuite filtré et purgé lors de la distribution et du stockage permettant ainsi d'éviter tout incident.

7-5 Fuels lourds et carburants marins Ces deux produits présentent des caractéristiques voisines, mais les critères de qualité pris en compte dans les spécifications qui les concernent ne sont pas nécessairement les mêmes. Ainsi, les fuels lourds utilisés comme combustibles dans l’industrie

sont caractérisés par des propriétés classiques : masse volumique, viscosité, point d’éclair, teneur en soufre et en impuretés (eau, insolubles…). Dans les carburants marins, on détermine en outre le résidu de carbone, la teneur en asphaltènes et en métaux.

7-6 Combustibles spéciaux — les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) répartis eux-mêmes en deux classes (le

butane commercial ; le propane commercial) — le combustible liquide destiné aux appareils mobiles de chauffage. Ces produits sont utilisés soit dans des usages domestiques (chauffage, cuisine), soit pour la fourniture d’énergie thermique dans l’industrie. Leurs spécifications concernent essentiellement les propriétés physiques

(distillation, pression de vapeur, viscosité...) et les teneurs en impuretés (soufre, benzène, aromatiques...).

Les produits pétroliers non-énergétiques

7-8 Solvants pétroliers Les solvants issus directement du pétrole se répartissent en plusieurs catégories en fonction des usages auxquels ils sont destinés: les essences spéciales, les pétroles lampants… Tous les solvants sont répertoriés selon des caractéristiques simples,

les plus importantes étant la masse volumique, la volatilité (intervalle de distillation, point d’éclair), la composition chimique.

7-9 Bitumes Les bitumes de pétrole sont les fractions les plus lourdes du brut obtenu par distillation sous vide. Les bitumes soufflés sont obtenus par brassage à chaud, en présence d ’air. 57

7-10 Lubrifiants Pour caractériser une huile, on la compare à deux huiles étalons. - Les paraffiniques dont la viscosité varie peu avec la température.

- Les naphtalèniques dont la viscosité varie rapidement.

7-11 Paraffines, vaselines et cires Les vaselines ont des usages pharmaceutiques. les paraffines sont employées dans l’industrie alimentaire,

en particulier pour

l’emballage, elles peuvent servir à l’imprégnation des papiers ou des

cartons et trouver des applications en emballage domestique et industriel. Les cires sont utilisées en cosmétologie et aussi dans la fabrication des bougies, des encaustiques, des cirages…

7-12 Coke Le coke produit par craquage des résidus lourds contient 4 à 5 % de matières volatiles et seulement 1 à 3 % de cendres. On l’utilise pour la fabrication des électrodes des fours métallurgiques, des charbons de dynamo,…

6. Principales filières de transformation (organique) ETHYLENE PROPENE NAPHTA

VAPOCRAQUAGE butène isobutène butadiène

PETROLE BRUT

Accueil CH 2 CH 2 CH 3 CH

CH 2

CH3CH2 CH

CH2

CH3 C CH3

CH2 CH CH CH2

BENZENE

GASOIL

REFORMAGE CATALYTIQUE

CH 2

CH3

toluène xylènes

CH3 CH3

DEPARAFFINAGE

Paraffines H3C

CH2 CH3 n

61. Dérivés de l’éthylène

Accueil Oxyde d’éthylène

ETHYLENE Pétrochimie 100 %

Glycol

Textiles polyesters, antigels, explosifs

Ethers de glycol

Solvants, peintures, vernis ...

Ethanolamines

Tensioactifs, cosmétiques

Polyéthers

Pharmacie, cosmétiques, solvants Solvant, synthèse

Ethanol

Ethanal

Chloral

Colorants, insecticides (DDT)

Acide acétique

2 500 000 t/an

Aldol, butadiène Dérivés chlorés

Rayonne, insecticides

Elastomères Solvants, dégraissants

Chlorure de vinyle

Chlorure de polyvinyle, objets moulés, feuilles

Acétate de vinyle

Acétate de polyvinyle, peinture, adhésifs

Polymérisation Ethylbenzène -> styrène

Polyéthylènes, objets moulés, feuilles, films (voir dérives du benzène)

62. Dérivés du propène

Accueil Oxyde dé propylène

Propylèneglycol

Solvants, synthèse

Alcools « oxo »

PROPYLENE Pétrochimie 100 %

Solvants, antigels, fluides hydrauliques, détergent, polyuréthanes

Synthèse, acétone, solvant

Propan-2-ol

Fibres textiles, résines, élastomères, peintures

Acrylonitrile

1 500 000 t/an

Tétrachlorométhane Chlorure d’allyle

glycérol

Polymérisation Cumène -> phénol + acétone

Dérivés fluorés et chlorofluorés (Fréons, bombes aérosols, fluide frigorifique) Résines glycérophtaliques, peintures, explosifs, pharmacie

Polypropylènes, résines thermoplastiques, plastifiants, détergents (voir dérives du benzène)

63. Dérivés du benzène

Accueil Cumène

Phénol

Acétone

Ethylbenzène

Styrène

Pétrochimie 90 % Carbochimie 10 %

Alkylbenzènes

Sulfonates

700 000 t/an

Cyclohexane

BENZENE

Résines, colorants, explosifs, pharmacie, nylon ...

Solvant, synthèse (méthacrylate de méthyle …) Polystyrène, objets moulés, isolation , emballages Détergents

Acide adipique Caprolactame

Dérivés nitrés Dérivés chlorés

Anhydride maléïque

Nylon 6/6 Nylon 6, perlon Colorants, explosifs

Colorants, insecticides, solvants, produits phytosanitaires Résines polyesters, plastifiants, pesticides

Chapitre I Formation et prospection de pétrole

Chapitre I 1/Formation du pétrole 2/Prospection et exploration pétrolière 1.Définition et origine du pétrole 1.1Définition Le pétrole est un combustible fossile dont la formation date d’environ 20 à 350 millions d’années. Aussi appelé « huile » ou « pétrole brut », il provient de la décomposition d’organismes marins accumulés dans des bassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas. La transformation de la matière organique en pétrole s’échelonne sur des dizaines de millions d’années, en passant par une substance intermédiaire appelée kérogène. Le pétrole produit peut ensuite se trouver piégé dans des formations géologiques particulières, appelées « roches-réservoirs » constituant les gisements pétrolières « conventionnels » exploités de nos jours. 1.2. De la matière organique au pétrole 1.2.1 L’accumulation de matière organique dans les sédiments La matière organique est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.). Composée pour l'essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que l’on appelle « la biomasse ». Cette biomasse est généralement détruite par des bactéries mais une faible partie (moins de 1 %) se dépose au fond de milieux aquatiques. Dans cet environnement pauvre en oxygène, la matière organique est en partie préservée. Elle se mélange ensuite à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins), créant ainsi des boues de sédimentation. Celles-ci s’accumulent par couches successives sur des dizaines voire des centaines de mètres. 1.2.2La formation du kérogène Au début de la sédimentation jusqu’à une profondeur d’environ 1 000 mètres sous le plancher océanique, la matière organique contenue dans les boues de sédimentation subit une transformation sous l’action de bactéries anaérobies (vivant en milieu privé d’oxygène). Elles en extraient l’oxygène et l’azote, aboutissant à la formation de kérogène. Il s’agit d’un composé solide disséminé sous la forme de filets au sein des sédiments, contenant surtout du carbone et de l’hydrogène. 1.2.3 La maturation du kérogène en pétrole

Chapitre I Formation et prospection de pétrole Par leurs propres masses et à la suite de leur couverture par de nouveaux dépôts, les couches sédimentaires s’enfoncent naturellement dans la croûte terrestre. Au cours de ce phénomène et au-delà de 1 000 mètres de profondeur sous le plancher océanique, les résidus minéraux des boues de sédimentation se solidifient en une roche relativement imperméable. Appelée « roche-mère », cette formation piège le kérogène. La roche-mère subit également un enfouissement. Le kérogène est donc soumis à des pressions et des températures géothermiques de plus en plus élevées, augmentant d’environ 3°C tous les 100 mètres. À une température supérieure à 60°C, ce qui correspond à un enfouissement d'environ 1 500 à 2 000 mètres, le kérogène subit un craquage thermique, appelé également « pyrolyse ». Cette transformation chimique élimine l’azote et l’oxygène résiduels pour laisser de l’eau, du CO2 et des hydrocarbures, molécules exclusivement composées de carbone et d’hydrogène. Le mélange d’hydrocarbures liquides est appelé pétrole brut. Des hydrocarbures sous forme gazeuse (méthane) sont également générés lors de la transformation du kérogène. La proportion de gaz au sein de la roche-mère s’avère d’autant plus élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes : • •

•

entre 60° et 120°C (entre 2 000 à 3 000 mètres de profondeur), le kérogène produit principalement du pétrole et une faible quantité de gaz ; à partir de 120°C (soit 3 000 mètres), la production de pétrole à partir du kérogène devient insignifiante. Les hydrocarbures liquides présents dans la roche-mère sont à leur tour transformés en molécules de gaz sous l’effet de la température et de la pression ; au-delà de 150°C (soit un enfouissement supérieur à 4 000 mètres), il ne se forme plus que du gaz.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole

1.3 Formation des gisements de pétrole Le pétrole est une matière première facilement exploitable lorsqu’il se concentre dans un réservoir par des phénomènes de migration 1.3.1Migration primaire Le pétrole brut est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable. Par un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la roche-mère au cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent être expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-réservoir. 1.3.2 Migration secondaire De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissous) a tendance à remonter jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches sédimentaires perméables qui jouxtent la roche-mère : en général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le pétrole finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l'action de bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits « lourds » ou « extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme des indices de surface pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du pétrole, lors de prospections réalisés par l’industrie pétrolière; • parfois, la migration du pétrole brut vers la surface est empêchée par une formation géologique imperméable, comme une couche de sel par exemple, appelée « roche•

Chapitre I Formation et prospection de pétrole couverture » (également qualifiée de « roche imperméable »). Une accumulation de pétrole associé à de l’eau et du gaz se forme dans la couche perméable sous-jacente créant ainsi une roche-réservoir en dessous de la roche-couverture. Dans ce réservoir poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de l’eau en raison des densités respectives de ces produits (le gaz naturel est plus léger que le pétrole, lui-même plus léger que l’eau).

Seule une partie du pétrole brut est concentrée dans les roches-réservoirs. En effet, 10 à 40% des hydrocarbures restent piégés dans la roche-mère, de manière disséminée. Le pétrole de roche-mère est alors plus connu sous le nom d’huile de schiste ou de pétrole de schiste. 1.3.3Les différents « pièges à pétrole » L’ensemble roche-réservoir/roche-couverture forme une structure dite de « piège à pétrole ». Plusieurs types de pièges sont décrits, principalement en fonction de la déformation des roches au cours de phénomènes géologiques. Pièges structuraux •

Le plus courant est le piège anticlinal, structure où les roches ont été plissées en forme de voûte par les mouvements terrestres. Pour le géologue, la présence d’un anticlinal est un indice en faveur de la présence de gisements. En effet, environ 80% des gisements de pétrole sont de ce type.

•

Lors de la création d’une faille, un bloc terrestre peut également glisser vers le haut ou vers le bas au niveau de la cassure. Une couche imperméable peut alors venir obstruer une couche perméable et arrêter le pétrole dans sa migration.

Pièges stratigraphiques •

Les dômes de sel (appelés diapirs) sont des masses de sel formées en profondeur qui remontent sous l’effet de la température et de la pression. En s’élevant, elles traversent des couches perméables et subdivisent les réserves de pétrole. En surplombant les roches-réservoirs, les dômes de sel imperméables constituent des roches-couvertures.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole

1.4 Classification du pétrole Tout processus de formation est unique : un gisement de pétrole contient un mélange d’hydrocarbures qui le caractérise selon l’histoire géologique de la zone où il s’est développé. La provenance géographique est donc un des critères de classification du pétrole (Golfe Persique, mer du nord, Venezuela, Nigéria, etc.). Les plus importants critères sont les mesures de la viscosité et de la teneur en soufre du pétrole brut. Selon la viscosité, quatre types de gisements sont définis : • • • •

les gisements de pétrole léger : l’aspect du pétrole brut se rapproche de celui du gazole. Les gisements sahariens présentent cette caractéristique ; les gisements de pétrole moyen : la viscosité du pétrole brut est intermédiaire entre le pétrole léger et le pétrole lourd. Il s’agit par exemple des gisements du Moyen-Orient ; les gisements de pétrole lourd ou extra-lourd : le pétrole brut ne coule pratiquement pas à température ambiante. Les gisements d’Amérique du sud en sont un exemple ; les gisements de bitume : le pétrole brut est très visqueux voire solide à température ambiante. Les principales réserves de ce type se trouvent au Canada.

Cette propriété est importante pour déterminer la rentabilité de l’exploitation. En effet, un pétrole peu visqueux ou léger est plus facile à extraire et à traiter qu’un pétrole lourd. •

La teneur en soufre distingue le pétrole brut soit en doux (faible teneur en soufre) soit en sulfuré dans le cas contraire. Des gisements de pétrole doux sont notamment trouvés en Afrique, ceux de pétrole sulfuré en Amérique du Nord.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole 2.Prospection et exploration pétrolière 2.1 Définition Prospection et exploration gazières et/ou pétrolières visent à découvrir de nouveaux gisements de gaz naturel ou de pétrole. L’objectif de la prospection est de localiser un gisement. L’exploration doit en vérifier l’existence et en évaluer l’importance et la qualité grâce à des forages dont l’emplacement est déterminé en associant géologie et géophysique. En cas de succès, ces deux phases en amont sont suivies par les phases d’exploitation, de transport et de commercialisation. 2.2 Fonctionnement technique ou scientifique 2.2.1 La prospection géologique en surface Les caractéristiques géologiques des gisements pétroliers diffèrent en fonction de : •

leur âge (de 5 à 400 millions d’années),

•

leur profondeur (de 1 à 10 km) et de leur thermique (la formation de l’huile se situant entre 60 et 150 °C).

Pour identifier les régions potentiellement pétrolifères, les géologues s’interrogent sur les points suivants : •

Quelle est la nature des roches ?

•

Ont-elles été soumises à des conditions favorables à la création d’hydrocarbures ?

•

Ces hydrocarbures ont-ils pu migrer et être piégés par des couches imperméables ?

Les géologues dressent une carte du sous-sol à partir des informations obtenues en surface par examen des affleurements et dans les airs par photogéologie. Lorsqu’une zone favorable (prospect) est repérée par les géologues depuis la surface, c’est au tour des géophysiciens d’explorer le sous-sol. a) La prospection géophysique en profondeur La sismique réflexion est la méthode principale des géophysiciens pour repérer des gisements potentiels :

Chapitre I Formation et prospection de pétrole sur terre (onshore), à partir d’un choc ou de vibrations sonores ébranlant le sol, on détecte par un réseau de géophones les échos réfléchis partiellement par les couches géologiques. On obtient ainsi une échographie 2D de la structure des couches prospectées. •

Prospection géophysique sur terre (Connaissance des Énergies) •

en mer (offshore), on produit l’onde sismique par air comprimé à haute pression et on recueille les échos sur des hydrophones flottants (flûtes), la couche d’eau étant considérée comme homogène.

Prospection géophysique offshore (Connaissance des Énergies) Pour passer en sismique 3D, on multiplie les flûtes et les angles de production des ondes sismiques pour permettre de construire des images du sous-sol en volume. Beaucoup plus onéreuse, l’imagerie sismique 3D est aussi beaucoup plus précise et permet de visualiser les volumes des gisements. En intégrant le facteur temps, on peut analyser l’évolution des gisements en cours d’exploitation en 4D.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole

2.2.2 Les forages d’exploration Après la prospection, le forage est la seule méthode pour confirmer la présence d’hydrocarbures et pour définir : • • •

la qualité de l’effluent du puits (huile saturée de gaz? eau?) ; la perméabilité du réservoir ; la production potentielle et la quantité d’huile.

Forer consiste à percer l’écorce terrestre pour atteindre les zones pétrolifères, au-delà de deux kilomètres. Pour les gisements conventionnels terrestres, on fore généralement à la verticale mais des forages horizontaux sont pratiqués pour les gisements de grande étendue et de faible épaisseur. En mer, pour des raisons économiques, des forages orientés multiples sont effectués à partir d’une plateforme unique. Dans un forage vertical classique, la tête de forage est un trépan doté de dents en acier très dur, parfois diamanté, mis en rotation rapide par un train de tiges creuses reliées à une tour verticale d’une trentaine de mètres de haut dans laquelle sont regroupés la table de rotation et les pompes d’aspiration et d’injection. Au fur et à mesure de la descente du trépan, on visse en surface des tiges supplémentaires. Simultanément, on procède au tubage externe du forage par des cylindres creux en acier de diamètre supérieur au trépan que l’on gaine de ciment. Pour débarrasser en permanence le fond du forage des débris de roche arrachés par le trépan, on injecte sous haute pression dans le train de tiges en rotation une boue fluide qui traverse le trépan et remonte par le tubage externe en entraînant les débris. Cette boue est filtrée en surface, analysée et réinjectée dans le train de tiges. Au-delà de l’évacuation des débris, ce fluide équilibre la pression sur les parois du puits, lubrifie et refroidit le trépan et peut empêcher d’éventuelles éruptions.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole a) Logistique de l'implantation en mer En mer, on mesure la profondeur d’eau et on étudie le fond de la mer pour savoir, par exemple, s’il peut supporter les piles d’une plate-forme. On étudie également certaines données climatiques : force du vent, hauteur des vagues, ampleur des courants. On fait en sorte de connaître les maxima extrêmes de mauvais temps possibles, pour protéger les installations des pires tempêtes. Dans certaines mers fermées à l’abri des grosses intempéries marines, comme aux Pays-Bas, les emplacements de forage sont ceinturés par un véritable mur qui empêche toute contamination de la mer par des déchets ou des produits polluants. b) Logistique de l'implantation à terre A terre, des obstacles peuvent se présenter : zone habitée, emplacement très accidenté, zone boueuse… Les responsables de l’étude de site déterminent l’emplacement le plus sûr et le plus proche possible des coordonnées prévues. Puis on construit les routes qui serviront à apporter le matériel et à le déménager en fin de forage. Sur le site même, il faut déboiser, racler et nettoyer les surfaces qui vont accueillir l’appareil, les locaux techniques et d’habitation. 2.2.3 Montage des installations Le montage sur le site prend plusieurs jours. En mer, l’appareil utilisé (plate-forme ou bateau de forage) est acheminé par des remorqueurs ou par ses propres moyens. Pendant toute la durée du forage, une logistique très importante est maintenue. Il faut alimenter le chantier en matériel (tiges de forage, tubages), en produits pour la boue et en nourriture pour le personnel. Il faut aussi prévoir le remplacement des équipes qui partent en congés pour récupérer et les allées et venues de personnes dont la présence n’est pas nécessaire en permanence (navettes à terre et hélicoptères en mer). 2.2.4 Mise en place Selon les données acquises sur le sous-sol et la topographie du terrain, on détermine la meilleure position pour mettre en oeuvre l'appareil de forage. Généralement à la verticale de l'épaisseur maximale de la couche supposée contenir des hydrocarbures, les foreurs réalisent un trou dans des conditions parfois difficiles. De faible diamètre (20 à 50cm), ce trou de forage aura généralement une profondeur comprise entre 2 et 4km. Exceptionnellement, certains forages dépassent les 6km. L'un d'entre eux a même dépassé 11km.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole

a)Appareillages Le train de tiges est un ensemble de tubes métalliques vissés bout à bout. Il transmet un mouvement rotatif (forage Rotary) à l'outil de forage (souvent le trépan) et achemine un liquide appelé "boue", en raison de son aspect, vers le fond du puits au fur et à mesure de l'approfondissement. le "mât" est la partie visible du forage. C'est une tour métallique de plusieurs dizaines de mètres de hauteur. Elle sert à introduire verticalement le "train de tiges". Le trépan est l'outil le plus courant (c'est un assemblage de trois cônes) en acier très dur qui attaque la roche. Parfois, quand la roche traversée est très résistante, on utilise un outil monobloc incrusté de diamants, qui use la roche par abrasion. Par les tiges creuses à l'extrémité desquelles tourne le trépan, on injecte une boue spéciale, préparée et contrôlée par un ingénieur, le boueux.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole

b)La boue de forage La boue de forage est un liquide composé d’eau ou de pétrole et d’argile avec des additifs chimiques (formaldéhyde, chaux, hydrazide de sodium ou baryte, par exemple). On y ajoute souvent de la soude caustique pour agir sur le pH (acidité) et pour neutraliser les additifs et les liquides de complétion potentiellement dangereux. La boue de forage, injectée sous pression dans le puits, depuis le réservoir mélangeur qui se trouve sur la plate-forme de forage, descend à l’intérieur de la tige de forage jusqu’au trépan. Elle remonte ensuite entre la tige de forage et les parois du trou et revient à la surface où elle est filtrée et remise en circulation. La boue de forage a pour fonctions de refroidir et de lubrifier le trépan, de lubrifier la tige de forage et de faire remonter les déblais. Elle sert également à contenir le flux qui remonte du puits en tapissant les parois du trou et en opposant une résistance à la pression des gaz, du pétrole ou de l’eau rencontrée par le trépan. Des jets de boue sous pression peuvent aussi être injectés au fond du trou afin de faciliter le forage.

Chapitre I Formation et prospection de pétrole

Cette boue refroidit le trépan et consolide les parois du trou. De plus, elle évite un jaillissement de pétrole, de gaz ou d'eau provenant d'une couche traversée en équilibrant sa pression. Enfin, la boue nettoie le fond du puits et, en remontant le long des tiges, achemine à la surface les fragments de roche arrachés par le trépan (déblais ou cuttings). Le géologue examine ces fragments pour connaître les caractéristiques des roches traversées et détecter d'éventuels indices d'hydrocarbures. 2.2.5 Les différents forages Le premier forage d'exploration est très souvent vertical. On a recours au forage dévié : -

Quand la zone de forage est inaccessible ou urbanisée.

-

Pour contourner un obstacle tel qu'un dôme de sel.

-

Après un accident de forage.

-

En mer afin d'économiser un déplacement de la plate-forme.

Le forage horizontal est pratiqué pour drainer la couche de roche imprégnée de pétrole sur une plus grande longueur qu'on ne le ferait avec un forage vertical pour en augmenter la productivité.

2.2.6 En mer Si le principe reste le même, les moyens pour supporter l'appareil et débarquer le matériel acheminé par bateau, sont plus lourds et plus coûteux. On utilise une plate-forme jusqu'à une

Chapitre I Formation et prospection de pétrole profondeur d'eau de 100 mètres environ et si la nature des fonds marins le permet, une plateforme "semi-submersible" ancrée jusqu'à plusieurs centaines de mètres de profondeur d'eau. Au delà, on a recours à un navire à positionnement dynamique.

Chapitre II Les coupes pétrolières

Composition chimique des hydrocarbures rappel

Tableau 2. Composition chimique des principaux hydrocarbures pétroliers (Fingas, 2013; Wang et Stout, 2007) 1. Les produits pétroliers Le pétrole brut, fournit deux grandes catégories de produits : les premiers sont des liquides presque incolores que les raffineurs désignent fréquemment par le terme blanc ; ce sont les essences classiques ou spéciales, le carburéacteur et le gazole ; leur particularité commune est d’être tous distillables à pression atmosphérique. Les autres produits pétroliers, liquides ou solides, sont de couleur brune ou noire ; il s’agit essentiellement des fuels lourds, des lubrifiants, des bitumes et, dans certains cas, du coke. En raffinerie, cette distinction entre produits blancs et noirs n’est pas artificielle : elle engendre, le plus souvent, des compétences et des activités différentes. Une autre méthode de classement des produits pétroliers concerne le type d’application auquel ils sont destinés. Certains, représentant en tonnage un pourcentage élevé de la consommation de pétrole brut, sont des producteurs d’énergie mécanique ou thermique. Dans cette catégorie, on distingue encore deux grands ensembles : •

les carburants, utilisés dans les moteurs (d’automobile, d’avion, de navire ou de tout autre engin muni d’un moteur thermique) ;

•

les combustibles, servant à la production d’énergie thermique, dans des foyers, des fours, des chaudières, à usage domestique ou industriel.

•

Il faut noter qu’un même produit énergétique peut être un carburant pour certains usages, un combustible pour d’autres. Ainsi le fuel-oil domestique (FOD) est utilisé tantôt pour le chauffage, tantôt pour l’alimentation des tracteurs agricoles. De même, le principal débouché du fuel lourd est son emploi dans les

Chapitre II Les coupes pétrolières

foyers et grandes industries, mais il peut aussi constituer la source d’énergie des moteurs Diesel assurant la traction des navires. •

Un autre ensemble est constitué par les produits pétroliers dits non énergétiques. Ceux-ci ne représentent, dans le bilan pétrolier général, qu’une faible part en pourcentage, mais exigent, chacun, une préparation spécifique et soignée. La gamme est particulièrement large, puisqu’elle va des essences spéciales et solvants jusqu’au coke, en passant par les lubrifiants, les cires, les paraffines et les bitumes.

Tableau 1. Composition chimique des principaux hydrocarbures pétroliers (Fingas, 2013; Wang et Stout, 2007)

2Propriétés physiques Plusieurs propriétés physiques permettent de caractériser et de distinguer les hydrocarbures pétroliers en plus de prédire leur comportement dans l’environnement. Le Tableau 3 présente les valeurs des propriétés physiques les plus couramment utilisées pour caractériser les hydrocarbures pétroliers. 2. 1 La viscosité et le point d’écoulement La viscosité peut être définie comme la résistance à l’écoulement d’un liquide. Elle influence ainsi la propagation d’une nappe d’hydrocarbures à la surface de l’eau. Des hydrocarbures pétroliers ayant une faible viscosité sont très fluides et se propagent rapidement, rendant leur confinement difficile. Notons que la viscosité est influencée par la température. En effet, plus la température est faible, plus la viscosité est élevée. Enfin, la viscosité influence les processus d’évaporation et d’émulsification des hydrocarbures.

Chapitre II Les coupes pétrolières

La viscosité des hydrocarbures est essentiellement déterminée par la proportion de composés légers et lourds qu’il contient. Plus le pourcentage de composés légers est élevé, plus le pourcentage d’asphaltènes est faible et plus la viscosité est faible. C’est le cas des pétroles légers tels que l’essence et le diesel, qui ont des viscosités de 0,5 et 2,0 mPa.s-1 respectivement, à 15ºC (Tableau 3). Le point d’écoulement est la température à laquelle un produit commence à s’écouler. Dans le cas des hydrocarbures, le produit devient semi-solide et ne coule plus en dessous de cette température. En effet, plus la température baisse, plus les alcanes non cycliques (paraffines) présentent dans l’hydrocarbure forment des structures cristallines qui en compromettent l’écoulement. 2. 2 La densité La densité des hydrocarbures correspond à la masse par unité de volume. Cette propriété est utilisée par l’industrie pétrolière pour distinguer les hydrocarbures légers et lourds. Elle est aussi importante pour indiquer la flottabilité des hydrocarbures dans l’eau en cas de déversement. La plupart des hydrocarbures ont des densités comprises entre 0,7 et 0,99 g/ml à 15 °C (Tableau 3), et, par conséquent, flottent sur l’eau. Toutefois, la densité tend à diminuer lors des processus d’altération des hydrocarbures, en particulier le processus d’évaporation des fractions plus légères, les changements de température ou l’interaction avec des particules (Radovic et collab., 2012). Ainsi, lorsque la densité des hydrocarbures devient supérieure à celles de l’eau douce (1,0 g/cm3) ou marine (1,03 g/cm3), les hydrocarbures coulent. L’échelle des masses volumiques de l’American Petroleum Institute (API) est couramment utilisée pour décrire la densité des hydrocarbures pétroliers, qui est alors exprimée en degré API. L’équation suivante permet de déterminer le degré API d’un pétrole brut ou raffiné : API°= (141,5/densité) – 131,5. Ainsi, les hydrocarbures ayant une densité API supérieure à 10° seront moins denses que l’eau et auront tendance à flotter, alors que les hydrocarbures ayant une densité API inférieure à 10° seront plus denses que l’eau et auront tendance à couler (Tableau 3). On parle généralement de pétrole brut lourd pour les hydrocarbures dont la densité API est inférieure à 20°, de pétrole brut moyen pour les hydrocarbures dont la densité API est située entre 20° et 30° et de pétrole brut léger pour les hydrocarbures dont la densité API est supérieure à 30°. Notons que ces bornes varient selon les pays. 2.2.3 La solubilité La solubilité est la capacité d’une substance à se dissoudre dans la colonne d’eau. Cette propriété est importante chez les hydrocarbures, car certains, une fois solubilisés, peuvent être toxiques pour les organismes aquatiques (Fingas, 2013), même à très faibles concentrations. Les hydrocarbures pétroliers les plus solubles sont essentiellement les composés aromatiques légers tels que le benzène. D’ailleurs, plus la proportion d’hydrocarbures légers sera importante, plus la solubilité du produit pétrolier dans l’eau sera significative. C’est ce qui explique les différences de solubilité entre les différents hydrocarbures pétroliers présenté dans le Tableau 3.

Chapitre II Les coupes pétrolières

2.2.4 Le point d’éclair Le point d’éclair, ou point d’inflammabilité, est la température à partir de laquelle un produit dégage suffisamment de vapeur pour former avec l’air un mélange inflammable au contact d’une flamme ou d’une étincelle. Beaucoup d’hydrocarbures fraîchement déversés peuvent facilement s’enflammer tant que les composés volatils ne se sont pas évaporés et dispersés dans l’atmosphère (Fingas, 2013). Selon le règlement sur les matières dangereuses du Québec, un liquide est considéré comme inflammable si le point d’éclair est inférieur à 61 °C. C’est le cas de l’essence, du diesel et de la majorité des pétroles bruts (Tableau 3). 2.2.5 La tension interfaciale La tension interfaciale correspond à la force d’attraction ou de répulsion qui s’exerce à l’interface entre les hydrocarbures et l’eau. C’est une donnée qui doit être considérée avec la viscosité pour évaluer la rapidité de la propagation des hydrocarbures sur l’eau. Plus la tension interfaciale est faible, plus les hydrocarbures se répandront facilement sur l’eau (Fingas, 2013). Cette donnée est présentée pour quelques hydrocarbures pétroliers dans le Tableau 3. Notons que la tension interfaciale a tendance à diminuer lorsque la température augmente.

- Pouvoir calorifique Le pouvoir calorifique représente la quantité d’énergie dégagée par unité de masse (ou volume) du produit, On fait la distinction entre le pouvoir calorifique supérieur (PCS) et le pouvoir calorifique inférieur (PCI), selon que l’eau obtenue par combustion se trouve à l’état liquide ou à l’état gazeux. La seule grandeur véritablement utile en pratique est le PCI puisque, dans les produits de combustion rejetés par les moteurs et les brûleurs, l’eau se trouve sous forme de vapeur.

Chapitre II Les coupes pétrolières

Teneur en soufre Le soufre est dosé, généralement, en déterminant la quantité de dioxyde de soufre (SO 2) formée par combustion d’un échantillon de produit. Il se trouve toujours en plus forte concentration dans les fractions les plus lourdes (fuels, résidus), où il est engagé dans des structures chimiques très complexes (dibenzothiophènes). Il existe, pour tous les produits pétroliers, des réglementations strictes de teneur maximale en soufre, par exemple 0,05% pour les essences et le gazole, 0,2% pour le fuel domestique et ceci afin de : - Diminuer la pollution atmosphérique par le dioxyde de soufre SO2. - Faciliter le fonctionnement (essences et gazole) des catalyseurs traitant les polluants classiques dans les gaz d’échappement. - Diminuer le taux d’émission de particules pour les moteurs Diesel. 7-2 Essences et GPL carburant Les critères particuliers pris en compte pour ces produits alimentant les moteurs à allumage commandé sont : •

la pression de vapeur,

•

les indices d’octane,

•

dans certains cas, pour les essences, la teneur en plomb.

•

Pression de vapeur

Pour les produits pétroliers, on ne détermine pas la vraie pression de vapeur, mais une grandeur associée appelée pression de vapeur Reid (PVR). La procédure consiste à mesurer la pression relative développée par les vapeurs issues d’un échantillon liquide d’essence disposé dans une enceinte métallique à une

Chapitre II Les coupes pétrolières

température de 37,8 °C (100 °F). Les PVR des essences sont en général comprises entre 0,35 et 1 bar. La volatilité de l’essence doit être suffisante pour assurer, par temps froid, le démarrage rapide et la mise en action satisfaisante du véhicule. •

Lors du fonctionnement à chaud, il convient de limiter la volatilité, afin d’éviter certains incidents : perte d’agrément de conduite ou calages, difficulté ou impossibilité de démarrage après une période d’arrêt ou en été. À ces contraintes d’ordre technologique, il faut ajouter une préoccupation croissante de limiter les pertes par évaporation.

Indices d’octane L’indice d’octane (N.O.) mesure la résistance à l'auto-inflammation d'un carburant dans un moteur à allumage commandé ("moteur essence"), et en particulier sa résistance au cliquetis (résonance de l'explosion). Cet indice caractérise donc les propriétés antidétonantes des essences. Plus l'indice est élevé, plus la résistance est grande Le phénomène de cliquetis dépend à la fois : - des caractéristiques et des réglages du moteur : ( conception du moteur : taux de compression, forme des chambres de combustion; fonctionnement : vitesse de rotation, charge, avance à l’allumage, richesse du mélange carburé, température de fonctionnement,…) - des caractéristiques antidétonantes des carburants. Pgskikda/petrochimie On distingue l'indice d'octane recherche (RON) qui représente le comportement d'un carburant à bas régime et en accélération, de l'indice d'octane moteur (MON) qui représente le comportement du carburant à haut régime et à forte charge. L’essence est comparée à deux hydrocarbures purs choisis comme référence. Le 2,2,4triméthylpentane (isooctane) très résistant à l’auto-inflammation, auquel on attribue l’indice 100, de formule :

et

du

n-heptane

peu

résistant,

qui

reçoit

l’indice

0,

de

formule

:

Chapitre II Les coupes pétrolières

Le carburant a un indice d’octane égal à x si, dans le moteur standard, il provoque un cliquetis équivalent à celui observé pour un mélange de x parties en volume d’isooctane (N.O =100) et de (100-x) parties en volume d’heptane. Application: Indice d’octane 1) On désire déterminer la proportion de méthyltertiobutyléther (MTBE) nécessaire pour obtenir un carburant présentant un RON de 98 à partir d’une essence légère de craquage catalytique ayant un RON de 93. On considèrera, en première approximation, que l’indice d’octane d’un carburant peut être déterminé à l’aide d’une loi d’additivité linéaire pondérée par les fractions massiques des différents constituants. Données :

RON

MTBE

essence légère FCC

114

93

98=X*114+(1-X)*93 X=(98-93)/(114-93) X=23,8% 76,2% essence légère, 23,8% MTBE Essences automobiles Composition typique des essences :

Chapitre II Les coupes pétrolières

% vol Type de base Super à 0,15 gPb/l

EuroSuper

Superplus

Coupe C4

2-4

2–4

2–4

Essence direct distillé

5 - 10

0-8

0–5

Essence craquage cata

20 - 40

15 - 35

10 – 25

Réformat

30 – 60

35 - 60

45 – 80

Isomérat

0-5

0-5

0–8

Alkylat

0 - 10

0 - 15

0 – 20

MTBE

0-3

0-5

0–9

RON

95

96,5

99,5

MON

84

85,5

88

la teneur en plomb Les teneurs en plomb sont comprises, selon les époques et les types d’essence, entre 0,4 et 1 g/L. Ces additifs sont des inhibiteurs d’auto-inflammation qui, par conséquent, augmentent les indices d’octane. Les voitures à essence récentes, qui sont équipées de systèmes de post-traitement catalytique des gaz d’échappement, ne peuvent supporter l’emploi de carburants additives avec des alkyles de plomb, car ceux-ci empoisonnent les catalyseurs à base de métaux précieux. On tend à développer les essences sans plomb, afin de réduire les rejets. Les essences modernes sont de plus en plus sans plomb; les teneurs sont limitées à 0,013 g/L. Elles contiennent désormais moins de 0,005 g/L. Les essences avec plomb, promises à un rapide déclin et réservées aux véhicules anciens adaptés pour ce type de carburant, ne peuvent contenir que 0,15 g Pb/L au maximum. 7-3 Gazole et FOD Dans leurs usages comme carburants, le gazole et le FOD (le fuel domestique) doivent répondre à des spécifications précises en matière de comportement à basse température et d’indice de cétane. Comportement à basse température

Chapitre II Les coupes pétrolières

Certains hydrocarbures paraffiniques présents dans le gazole peuvent cristalliser partiellement à basse température et colmater le filtre disposé sur le circuit d’alimentation, ce qui risque d’entraîner une immobilisation complète du véhicule. Les caractéristiques prises en compte dans ce domaine sont : - Le point de trouble, le plus souvent compris entre 0 et -10 °C; c’est la température à laquelle des cristaux de paraffine, commencent à précipiter. - le point d’écoulement : à température plus basse, les cristaux augmentent de taille, s’organisent en réseaux qui emprisonnent le liquide et l’empêchent de s’écouler ; on atteint alors le point d’écoulement qui varie entre -15 et -40°C. - La température limite de filtrabilité (TLF) est la température minimale pour laquelle un volume déterminé de gazole traverse, en un temps limité, un appareil de filtration bien défini (le plus souvent comprise entre -15 et -30 °C) - Indice de cétane (I.C.) Dans le moteur Diesel, le déclenchement de la combustion est provoqué par autoinflammation du carburant injecté dans de l’air comprimé. Il est donc nécessaire que le gazole présente une structure chimique convenable à ce processus. Le comportement du gazole est comparé à celui de deux hydrocarbures purs, choisis comme référence : — le n-cétane ou n-hexadécane auquel on attribue l’indice 100 :

— l’ α-méthylnaphtalène de formule auquel on attribue l’indice 0 :

Un gazole présente un indice de cétane X, s’il se comporte comme un mélange binaire de X % (en volume) de n-cétane et de (100 – X) % d’a-méthylnaphtalène. 7-4 Carburéacteurs (Carburant aviation) L'application aéronautique exige des spécifications sévères et des contrôles à différents stades. Les carburéacteurs doivent posséder une bonne tenue au froid (-50°C) pour éviter le figeage qui empêcherait l'alimentation du réacteur. De même, la présence d'eau est étroitement surveillée pour empêcher la formation de bouchons de glace. A la sortie de la raffinerie, le carburéacteur ne contient qu'une très faible quantité d'eau dissoute. Il

Chapitre II Les coupes pétrolières

est ensuite filtré et purgé lors de la distribution et du stockage permettant ainsi d'éviter tout incident. 7-5 Fuels lourds et carburants marins Ces deux produits présentent des caractéristiques voisines, mais les critères de qualité pris en compte dans les spécifications qui les concernent ne sont pas nécessairement les mêmes. Ainsi, les fuels lourds utilisés comme combustibles dans l’industrie sont caractérisés par des propriétés classiques : masse volumique, viscosité, point d’éclair, teneur en soufre et en impuretés (eau, insolubles…). Dans les carburants marins, on détermine en outre le résidu de carbone, la teneur en asphaltènes et en métaux. 7-6 Combustibles spéciaux — les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) répartis eux-mêmes en deux classes (le butane commercial ; le propane commercial) — le combustible liquide destiné aux appareils mobiles de chauffage. Ces produits sont utilisés soit dans des usages domestiques (chauffage, cuisine), soit pour la fourniture d’énergie thermique dans l’industrie. Leurs spécifications concernent essentiellement les propriétés physiques (distillation, pression de vapeur, viscosité...) et les teneurs en impuretés (soufre, benzène, aromatiques...). Les produits pétroliers non-énergétiques 7-8 Solvants pétroliers Les solvants issus directement du pétrole se répartissent en plusieurs catégories en fonction des usages auxquels ils sont destinés: les essences spéciales, les pétroles lampants… Tous les solvants sont répertoriés selon des caractéristiques simples, les plus importantes étant la masse volumique, la volatilité (intervalle de distillation, point d’éclair), la composition chimique. Les bitumes Les bitumes de pétrole sont les fractions les plus lourdes du brut obtenu par distillation sous vide. Les bitumes soufflés sont obtenus par brassage à chaud, en présence d’air. Les lubrifiants Pour caractériser une huile, on la compare à deux huiles étalons. -

Les paraffiniques dont la viscosité varie peu avec la température.

Chapitre II Les coupes pétrolières

-

Les naphtalèniques dont la viscosité varie rapidement.

7-11 Paraffines, vaselines et cires Les vaselines ont des usages pharmaceutiques. les paraffines sont employées dans l’industrie alimentaire, en particulier pour l’emballage, elles peuvent servir à l’imprégnation des papiers ou des cartons et trouver des applications en emballage domestique et industriel. Les cires sont utilisées en cosmétologie et aussi dans la fabrication des bougies, des encaustiques, des cirages… Coke Le coke produit par craquage des résidus lourds contient 4 à 5 % de matières volatiles et seulement 1 à 3 % de cendres. On l’utilise pour la fabrication des électrodes des fours métallurgiques, des charbons de dynamo,…

Chapitre III : Précédés d’extraction des hydrocarbures aromatique Introduction les Les hydrocarbures aromatiques, en particulier le benzène, le toluène et les xylènes, sont des grands intermédiaires en pétrochimie, pour la synthèse de résines, de plastifiants et de fibres polyester. La production de ces produits aromatiques est réalisée au sein d’un complexe industriel nommé « complexe aromatique », à partir d’essences aromatiques provenant d’unités de raffinerie (reformage catalytique ou vapocraquage). Ce complexe pétrochimique regroupe des unités d’extraction et de purification des produits aromatiques à très haute pureté (> 98 %), mais également des unités de conversion catalytique, afin d’obtenir les molécules cibles en adéquation avec les besoins du marché pétrochimique. Dans ce cour, on propose de décrire les différentes étapes de traitement des essences aromatiques au sein du complexe aromatique ainsi que les technologies mises en œuvre. 1. « Complexe aromatique » 1.1 Contexte Les aromatiques sont une famille d’hydrocarbures présents dans les pétroles bruts, particulièrement importante dans le monde de la pétrochimie. Ils sont notamment à la base de la fabrication d’un grand nombre de matériaux synthétiques modernes. Les intermédiaires aromatiques les plus recherchés sont le b e n z è n e, le toluène et le paraxylène (BTX) (figure 1). Les hydrocarbures aromatiques sont obtenus principalement par les procédés de reformage catalytique ou vapocraquage, qui fournissent une « essence aromatique ». Cette dernière étant obtenue dans des proportions non adaptées à la demande, il est alors nécessaire de procéder à des transformations complémentaires. C’est le rôle du complexe aromatique, à l’interface entre le raffinage (source d’hydrocarbures aromatiques) et la pétrochimie (production sélective des hydrocarbures aromatiques). Le complexe aromatique est d’ailleurs très souvent localisé sur les mêmes sites industriels que les raffineries. Les essences e la distillation de la houille ne représentent qu’une source marginale.

benzene

toluene

1-ethylbenzene

o-xylene

m-xylene p-xylene

Figure 1 – BTX (Benzène, Toluène, Xylènes) 1.2 Sources d’aromatiques La répartition en 2008 des différentes sources d’aromatiques pour les besoins de la chimie était la suivante : – 72 % issus du procédé de reforming ; – 24 % issus des essences de pyrolyse (vapocraquage) ; – 4 % issus du charbon. La principale source de production de BTX est le reformage catalytique qui est utilisé par les raffineurs pour améliorer l’indice d’octane de l’essence par fabrication d’aromatiques. Ce procédé produit une coupe riche en hydrocarbures aromatiques appelée reformat à partir duquel on peut extraire puis séparer les aromatiques. La teneur en aromatiques d’un reformat varie selon la composition de la charge appelée naphta ainsi que selon la sévérité du procédé de reformage. Le reformage catalytique à haute sévérité (tel le procédé Aromizing d’Axens) est nettement préféré au reformage catalytique à basse sévérité qui fournit une essence contenant une plus grande quantité de composés non aromatiques. La deuxième source d’aromatiques est l’essence de pyrolyse issue du vapocraquage de naphtas ou de gazoles. Le vapocraquage, dont le rôle principal est la production d’oléfines courtes telles que l’éthylène et le propylène, produit en effet généralement également une fraction plus lourde dont l’intervalle de distillation est proche de celui d’une essence, fraction appelée essence de pyrolyse. Cette essence est riche en BTX et plus particulièrement en benzène. Cette fraction doit être stabilisée par hydrogénations sélectives des dioléfines avant son utilisation au sein du complexe aromatique. Tableau 1 : Compositions massiques des essences aromatiques Compositions massiques moyennes des essences aromatiques issues du reformage catalytique haute sévérité et du vapocraquage Aromatique

Reformat %

Essence de pyrolyse%

Benzène

26.6

41.5

Toluene

23.1

19.1

Ethylbenzène

4.6

7.9

Paraxylène

5.1

1.6

Méthaxylène

11.5

3.6

Orthoxylène

6.6

2.1

Aromatique en C+9

17.4

17.6

Non aromatique

6.3

6.5

Les aromatiques, et en particulier le benzène et le toluène, peuvent également avoir une origine non pétrolière et provenir du charbon. L’hydroraffinage catalytique (élimination des composés soufrés, oxygénés et azotés) des benzols issus de la transformation de houille en coke permet d’obtenir une coupe riche en benzène et en toluène que l’on peut ensuite séparer. La fraction constituée des xylènes et de l’éthylbenzène est désignée comme la coupe C8aromatiques (coupe hydrocarbonée constituée de molécules aromatiques à huit atomes de carbone). La production respective de benzène et de xylènes peut également être ajustée via la transformation du toluène en ces deux composés par dismutation ou transalkylation (cf. § 3), le toluène étant nettement moins recherché que les deux précédents.

1.3 Produits cibles et leur valorisation En raison de leurs stabilité les produits aromatique sont très réactifs Les utilisations principales des aromatiques BTX sont décrites figure 2 schéma. Les principaux débouchés du benzène sont : – l’éthylbenzène (53 %) par alkylation du benzène par l’éthylène, vers une utilisation en styrène après déshydrogénation ; – le cumène (20 %) par alkylation du benzène avec le propylène, qui par oxydation fournira le phénol et l’acétone ; – le cyclohexane (12 %) obtenu par hydrogénation du benzène ; – le nitrobenzène. Concernant

le

toluène,

ses

principales valorisations

sont

le

benzène

par

hydrodésalkylation ou dismutation et les xylènes (par dismutation ou transalkylation avec des aromatiques à plus de huit atomes de carbone AC9+ (60 %). Bien que présent en quantité minoritaire (≈20 %) dans la coupe C8-aromatiques, le paraxylène (pX) connaît les applications les plus importantes puisque plus de 80 % des

xylènes sont finalement consommés sous forme de pX. Ce dernier, par l’intermédiaire du diméthyltéréphtalate (DMT) et surtout de l’acide téréphtalique pur (PTA) obtenu par oxydation du pX, est à l’origine des fibres polyesters utilisés pour les vêtements et les résines et films de polyéthylène-téréphtalate (PET). L’orthoxylène, présent dans la coupe C8-aromatiques en quantité voisine de celle du pX, constitue également un isomère relativement recherché (9 %) car il conduit à l’anhydride phtalique, matière de base pour l’obtention de plastifiants. Le métaxylène constitue l’isomère majoritaire de la coupe C8-aromatiques (≈40 %), mais il est de bien moindre intérêt. Il est donc préférentiellement transformé par isomérisation catalytique. Enfin, l’éthylbenzène présent dans la coupe C8-aromatiques ne sera qu’exceptionnellement produit au sein du complexe aromatique (97 % de l’éthylbenzène est produit par alkylation du benzène) et est converti dans l’unité d’isomérisation, soit en benzène par désalkylation lorsque ce produit est recherché, soit en xylènes par isomérisation pour maximiser le rendement en paraxylène. Le taux d’accroissement annuel des aromatiques est d’environ 4 %/an. Le paraxylène a cependant un taux supérieur d’accroissement d’environ 5-6 %/an.

1.4 Description du complexe aromatique Les produits pétrochimiques sont des produits de haute pureté (pureté requise de 98 % à 99,7 % en masse selon le produit considéré) qui vont nécessiter l’utilisation d’unités de purification sophistiquées. De même, les quantités d’aromatiques présentes dans les essences aromatiques ne correspondent pas aux quantités demandées par le marché, notamment concernant le benzène et le paraxylène. Il faut donc prévoir des unités de séparation et de transformation, qui constituent le complexe aromatique. La figure 3 présente l’ensemble du complexe aromatique, c’est-à-dire l’ensemble des étapes de séparation, purification et conversion en vue de la production de BTX à partir d’essences aromatiques. Ce complexe comprend cinq étapes principales. 1 – La génération d’une essence aromatique par reformage catalytique de naphta et/ou par hydrogénations sélectives des essences de pyrolyse. 2 – Une séparation des coupes par distillation, afin d’obtenir une coupe contenant essentiellement des composés à six ou sept atomes de carbone dont le benzène et le toluène et une

Figure 3 – Schéma de base des traitements des aromatiques en C8 (complexe aromatique)

Etape 3 : Extraction des aromatiques de la coupe légère, suivie de la production du benzène et du toluène par fractionnement (distillation). * l’étape d’extraction permet l’élimination des composés non aromatiques du complexe. * Dans le cas où l’on souhaite maximiser la production de benzène, une conversion du toluène en benzène par hydrodésalkylation est possible. 4 Etape 4 : Valorisation des xylènes essentiellement en paraxylène, selon un procédé dit de « boucle C8-aromatiques », incluant les étapes suivants : 1- Séparation élimination des lourds dans la « colonne des xylènes »; 2- Extraction du paraxylène; 3- Isomérisation des xylènes.En général, l’extrait est riche en paraxylène. Le raffinat, riche en métaxylène (mX), orthoxylène (oX) et éthylbenzène (EB), est ensuite traité dans une unité d’isomérisation catalytique qui redonne un mélange d’aromatiques en C8 , dans lequel la quantité d’éthylbenzène amoindrie (conversion de l’éthylbenzène), et d’où il faut à nouveau séparer les produits recherchés, c’est-à-dire le paraxylène. Ce mélange est à nouveau envoyé dans l’unité d’extraction du paraxylène. On crée de cette manière une véritable « boucle C8-aromatiques » qui permet en définitive d’épuiser la totalité des isomères non recherchés. Etape 5 : Augmentation de l’offre en paraxylène d’un complexe aromatique : la valorisation du toluène et/ou de la coupe C9+aromatiques (composés aromatiques lourds à 9 atomes de carbones et plus, par exemple éthylméthylbenzène, triméthylbenzène, méthylpropylbenzène) au sein d’unités de dismutation et/ou de transalkylation est réalisée.