Remise en marche de l'unité de traitement des gaz aux amines U88

République de Côte d'Ivoire

Ministère de l'Enseignement
Supérieur et de la Recherche
Scientifique

Année Académique : 2006-2007

Numéro d'ordre : 001

Département de Formation et de Recherche des

OGO

Sciences de la Terre et des Ressources Minières

Dé t t

MEMOI RE

Pour l'obtention du Diplôme d'INGÉNIEUR DE CONCEPTION Option : PÉTROLE Dépatement des

THEME :

Minières

REMISE EN MARCHE DU RÉSEAU BASSE

PRESSION DE L'UNITÉ DE LAVAGE DES GAZ
SALES AUX AMINES U88

Présenté par : KOUMA BECHIR,

Elève Ingénieur Pétrole

Directeur de mémoire : Co-Directeur :

M.ATTE Armand M.OKAIGNI Jean-Claude
Chef Secteur HSK/SMB Enseignant Chercheur INP-HB

Institut National Polytechnique
Félix Houphouët Boigny

Soutenu publiquement le : 15 Mai 2008

A : ABIDJAN

Composition du jury :

Président : Prof.KOUA Oi KOUA Examinateur : KEBE ALIOU Examinateur : DIBY YAO ALAIN Examinateur : TRAORE BAKARY

I

REMERCIEMENTS

Nous ne saurions quitter la Société Ivoirienne de Raffinage (SIR) sans témoigner notre reconnaissance à tous ceux qui ont permis la réalisation de ce travail.

Nous adressons nos sincères remerciements à :

> M .GNAPO Antoine, responsable de la politique école SIR ;

> M. ATTE Armand, chef secteur HSK/SMB ;

> M. WODJAS Franck, chef adjoint du secteur HSK/SMB ;

> M. SEKA Steven, Ingénieur suivi HSK/SMB ;

> M .BABA, contremaître du secteur HSK/SMB ;

> M.OAUKOUBO, contremaître adjoint du secteur HSK/SMB ;

> M.BOUABRE Naounou, chef de quart HSK3 ;

> M. SOUMARE Hamidou, Ingénieur suivi Energie ;

> M .SOUANGA Raphaël, responsable de la structure suivi-optimisation ; > Á tous les chefs de quart du secteur HSK/SMB.

> Á tous les opérateurs tableaux et aux opérateurs extérieurs du secteur HSK/SMB.

Nos remerciements vont également à l'endroit de tout le personnel de la SIR. Nous remercions aussi la direction de l'INP-HB, la direction de l'ESMG, les enseignants et le personnel technique et administratif de l'INP-HB pour leur noble mission d'éducation et de formateurs.

Enfin, nous rendons grâce au Tout puissant et Miséricordieux qui nous a donné la force nécessaire pour la réalisation de ce travail.

II

AVANT-PROPOS

Les quatre grandes écoles de formation qu'étaient l'Ecole Nationale Supérieure d'Agronomie (ENSA), l'Ecole Nationale Supérieure des Travaux Publics (ENSTP), l'Institut National Supérieur de l'Enseignement Technique (INSET) et l'Institut d'Agronomie de Bouaké (IAB) ont été fusionnées par le décret ministériel N⁰ 96-678 du 04 septembre 1996 pour donner naissance à l'Institut National Polytechnique Félix Houphouët Boigny (INP-HB). Aujourd'hui, l'INP-HB apparaît comme le pôle d'attraction de toute l'Afrique de l'Ouest sur le plan universitaire.

Le nouvel Institut, pour l'amélioration de la formation de ses étudiants, compte en son sein six grandes écoles qui sont :

> l'Ecole de Formation Continue et de Perfectionnement des Cadres : EFCPC ; > l'Ecole Supérieure des Mines et de Géologie : (ESMG) ;

> l'Ecole Supérieure des Travaux Publics : (ESTP) ;

> l'Ecole Supérieure d'Agronomie : (ESA) ;

> l'Ecole Supérieure de Commerce et d'Administration des Entreprises : (ESCAE) ; > l'Ecole Supérieure d'Industrie : (ESI) ;

Cette formation est accompagnée tout le long du cycle par des travaux pratiques, des projets techniques internes, des visites d'entreprises, des stages en 1^ère et 2^ème années et enfin un stage de fin d'études sanctionné par une soutenance qui couronne la fin du cycle.

C'est dans ce contexte que j'ai été reçu à la Société Ivoirienne de Raffinage pour la réalisation du stage de fin d'études pendant la période du 14 Janvier 2008 au 11 Avril 2008 dans le secteur exploitation HSK3.

III

TABLE DE MATIÈRES

REMERCIEMENTS II

AVANT-PROPOS III

TABLE DE MATIÈRES IV

LISTE DES SIGLES ET ABRÉVIATIONS VI

LISTES DES FIGURES VII

LISTES DES TABLEAUX VIII

RÉSUMÉ IX

ABSTRACT X

INTRODUCTION - 1 -

CHAPITRE I -GÉNÉRALITÉS - 2 -

I -GÉNÉRALITÉS SUR LA SIR - 3 -

I-1 L'historique - 3 -

I-2 Le caractère juridique - 3 -

I-3 Les activités de la SIR - 4 -

I-4 L'Organisation de la SIR - 4 -

I-5 La sécurité à la SIR - 5 -

I-6 La qualité à la SIR - 5 -

I-7 L'Environnement à la SIR - 6 -

I.8.Les Objectifs de la SIR - 6 -

I-9 Les complexes et les unités de la SIR - 6 -

II GÉNÉRALITÉS SUR L'UNITÉ U88 - 10 -

II-1 Le but de l'unité U88 - 10 -

II-2 La capacité de traitement de l'unité U88 - 11 -

II-3 Les charges et Produits de l'unité U88 - 12 -

II-4 Schéma de principe de l'unité - 14 -

II-5 La description du procédé - 16 -

II-6 La description sommaire des circuits du procédé - 18 -

II-7 Les paramètres de contrôle du procédé - 20 -

II-8 Les problèmes engendrés par l'utilisation des alcanolamines dans le procédé d'absorption - 21 -

III- PRÉSENTATION DU THÈME - 22 -

III-1 Situation du problème - 22 -

III-2 Cahier de charges - 22 -

CHAPITRE 2: MATÉRIELS ET MÉTHODES - 23 -

I-MATÉRIELS - 24 -

I-1 Les indicateurs de la salle de contrôle - 24 -

I-2 Le cahier des opérateurs extérieurs - 24 -

IV

I-3 Le cahier des relevés du chef de quart	- 24 -
I-4 Les fiches de spécifications	- 25 -
I- 5 Le logiciel Aspen	- 25 -
I- 6 Le logiciel de simulation PROII	- 25 -
I-7 Le logiciel Microsoft Excel	- 25 -
II-MÉTHODES	- 26 -
CHAPITRE 3: RÉSULTATS ET DISCUSSIONS	- 28 -
BP		- 29
I-2 Analyse des différentes causes de moussage du réseau BP		- 32
II ÉTUDES DES POSSIBILITÉS D'AUGMENTATION DE LA CAPACITÉ DE
TRAITEMENT DU RESEAU BP DE 4.827t/h à 7.5 t/h		- 43
II-1 Détermination du nouveau débit d'amine à mettre en circulation		- 43
II-2 Vérifications des lignes		- 44

I- ANALYSE DES POSSIBILITÉS DE REMISE EN MARCHE DU RESEAU BP DE U 88 - 29 - I-1 Recensement de toutes les causes possibles de moussage du réseau de lavage aux amines de gaz

-

-

II-3 Vérification de la capacité de la pompe 88P1 1 A/B à mettre en circulation la solution d'amine

	- 46
II-4 Vérification des ballons 88B15, 88B16, 88B17 ,88B18	- 47
II-5 Vérification du filtre 88FL1 1	- 47
II-6 Vérification des échangeurs 88E11A/B , 88E12, 88EA11 , 88EA12	- 48
II-7 Vérification de la colonne 88C13 et de la colonne 88C14	- 49

III-PROPOSITIONS DE SOLUTIONS POUR LA REMISE EN MARCHE DU RÉSEAU BP

	- 50 -
CONCLUSION GÉNÉRALE	- 52 -
RÉFÉRENCES BIBLIOGRAPHIQUES	- 53 -
ANNEXES	- 54 -

- - - - -

V

LISTE DES SIGLES ET ABRÉVIATIONS

CPE : Consignes Permanentes d'Exploitation

CO2 : Dioxyde de Carbone

DAO : Dessin assisté par ordinateur

DAT : Distillation atmosphérique

DEA : Diéthanolamine

DHC : Distillation Hydrocraquage

ESMG : Ecole Supérieure des Mines et de Géologie

GPL : Gaz de Pétrole Liquéfié

GSPM : Groupement des Sapeurs Pompiers Militaires

H2S : Hydrogène sulfuré HDT : Hydrotraitement

HP, MP, BP : Haute Pression; Moyenne Pression, Basse Pression HSK : Unité d'Hydroskimming

INP-HB : Institut National Polytechnique Félix Houphouët Boigny Kéro : Kérosène

NO : Indice d'octane PM : Poids moléculaire

SIR : Société Ivoirienne de Raffinage

SMB : Société Multinationale de Bitume

UOP : Universal Oil Product

VI

LISTES DES FIGURES

Figure 1 : Diagramme de répartition du capital de la SIR - 3 -

Figure 2 : Liaison unité U88 avec les autres unités de la SIR - 11 -

Figure 3 : Formules chimiques des différents Alcanolamines - 13 -

Figure 4: Schéma simplifié du procédé d'une unité de lavage aux amines - 16 -

Figure 5: Diagramme d' Ishikawa - 26 -

Figure 7 : Diagramme d'Ishikawa des différentes causes de moussage - 31 -

Figure 8 : Niveau des ballons en % - 32 -

Figure 9 : Estimation des débits de gaz BP produit par la raffinerie - 33 -

VII

LISTES DES TABLEAUX

Tableau 1 : Le complexe HSK2	- 7
Tableau 2 : Le complexe HSK3	- 7
Tableau 3: Le complexe SMB	- 8
Tableau 4 : le complexe DHC	- 8
Tableau 5 : La centrale	- 9
Tableau 7 : Origines des gaz sales riches en H2S vers l'unité U88	- 12
Tableau 6 : Compostions en % mol des gaz à traiter	- 12

Tableau 9 : Cahier de charges - 22 -

Tableau 10 : Chromatographie des dégazages de 81B07, 81B09 et 84B04 - 35 -

Tableau 11 : Estimation des chromatographies des possibilités de dégazages - 36 -

Tableau 12 : Estimation des températures des possibilités de dégazages - 36 -

Tableau 13 : Résultats des simulations sur PRO II des différentes possibilités de dégazages

- 38 -

Tableau 14: Les débits de gaz et les débits d'amines à mettre en circulation - 43 -

Tableau 15 : Les débits massiques limites sur les lignes de gaz BP et sur les lignes

d'amines - 44 -

Tableau 16 : Vérifications des températures et pressions des ballons - 47 -

Tableau 17 : Vérifications des caractéristiques de 88E11A/B et 88E12 - 48 -

Tableau 18: Vérifications des caractéristiques de 88EA11 et 88EA12 - 49 -

Tableau 19: Facteur d'engorgement de 88C13 en fonction des débits de gaz et de DEA - 49 -

Tableau 20: Facteur d'engorgement de 88C14 en fonction du débit de DEA - 49 -

Tableau 21: Inventaire des modifications proposées - 50 -

VIII

RÉSUMÉ

Les unités de lavage aux amines, sont des unités conçues dans le but de débarrasser les gaz de raffinerie ou gaz naturel des solutés tel que l'hydrogène sulfuré H2S et le dioxyde de carbone CO2. Le lavage de ces gaz se fait avec à une solution d'amine à contre courant dans une colonne d'absorption.

La mise en marche de ces unités nécessite le contrôle des paramètres de pression et de température afin d'éviter la condensation du gaz à traiter. Il est important de souligner que la condensation des gaz ou l'arrivée d'hydrocarbure liquide vers ces unités entraîne le moussage de la solution d'amine pouvant provoquer l'arrêt de l'unité.

C'est donc ce problème de moussage qui a entraîné la fermeture du réseau de traitement de gaz basse pression (BP) de l'unité de lavage aux amines U88 depuis l'an 2000.

Le travail durant cette étude a été de déterminer les conditions pour une remise en marche de ce réseau avec les nouveaux paramètres de fonctionnement des unités de la SIR.

L'étude a permis de constater que la capacité de traitement de gaz BP est inférieure à la production actuelle de ce type de gaz par les unités de la SIR.

Après simulation sur le logiciel PRO II du procédé de l'unité U88, des propositions pour une augmentation de cette capacité ont été faites.

D'autres propositions ont été aussi faites dans le but de réduire les risques de condensation des gaz BP de la raffinerie lors de leurs traitements dans cette unité.

IX

ABSTRACT

Amine gas sweetening plants are units conceived to remove H2S and CO2 from refinery gas or natural gas; the process is to wash gas by amine solution against the current in an absorption column. The processing of this unit requires the control of pressure and temperature parameters to avoid gas condensation; it is important to underline that condensation of these gas is a cause of foaming of amine solution and can drive to unit shutdown, if this problem became recurrent.

the problem of foaming which is the reason of the L P section shutdown since years 2000.

Our work during this study was to determine new parameters to restart this network and to integrate the unit LP section in SIR actual manner to process.

This study allows us to know that design capacity of LP gas treatment is less than today SIR'S LP gas production. After simulation on PRO II of unit U88 process, we have made proposal to increase LP gas network capacity.

Other ideas are suggested to reduce the risks of LP gas condensation during its treatment.

X

INTRODUCTION

Le raffinage du pétrole est une activité entraînant la production d'impuretés de nature diverses. Ces impuretés sont très nuisibles à l'environnement et même aux installations de raffinage, en particulier le dioxyde de carbone et le sulfure d'hydrogène contenus dans les gaz de raffinerie.

De ce fait, le traitement des gaz est une étape indispensable dans l'industrie du raffinage. Les procédés correspondants ont pour rôle d'éliminer ces contaminants inévitables.

L'élimination de ces impuretés est nécessaire pour des raisons de sécurité, de corrosion, de spécifications sur les produits gazeux ou liquides, de prévention contre l'empoisonnement des catalyseurs.

L'élimination du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone se fait souvent par des procédés d'absorption utilisant des solvants chimiques tel que la diéthanolamine (DEA).

Dans ces unités de lavage de gaz aux amines (gas sweetening plants), l'extraction de ces solutés nécessitent le contrôle des paramètres tels que la pression et la température qui permettent d'éviter la condensation du gaz.

Une condensation du gaz à traiter entraîne le moussage du solvant amine pouvant conduire à l'arrêt de ces unités.

C'est donc ce problème récurrent de moussage qui a entraîné la fermeture du réseau BP de l'unité de lavage des gaz aux amines U88.

L'étude « REMISE EN MARCHE DU RESEAU BASSE PRESSION DE L'UNITE DE LAVAGE DES GAZ SALES AUX AMINES U88 » consiste à déterminer les conditions pour une remise en marche du réseau de traitement de gaz BP, tout en évitant le moussage de la solution d'amine.

Pour y parvenir, une meilleure connaissance de l'entreprise d'accueil, du procédé et de l'unité est nécessaire. Ils seront évoqués dans la première partie. La seconde partie présentera le matériel utilisé ainsi que de la méthodologie suivie. Les résultats obtenus seront présentés dans la troisième partie où des propositions de solutions pour la remise en marche du réseau de traitement de gaz basse pression de la raffinerie seront faites.

- 1 -

CHAPITRE I -GÉNÉRALITÉS

- 2 -

I -GÉNÉRALITÉS SUR LA SIR

I-1 L'historique

La Société Ivoirienne de Raffinage (SIR), est implantée dans la zone industrielle de Vridi, boulevard petit Bassam, à Abidjan.

Elle a été créée avec un capital de 20 millions de Fcfa le 3 octobre 1962 par le gouvernement ivoirien avec le concours de groupes pétroliers internationaux qui jusqu'alors avaient participés à la distribution et à la recherche du pétrole brut en Côte d'Ivoire.

Aujourd'hui, la raffinerie connaît une réelle croissance avec une capacité de traitement de brut d'environ 4,15 millions de tonnes par an, une superficie de 80hectares avec un capital de 39 milliards de F CFA. Elle a deux filiales qui sont la SMB (Société Multinationale de Bitume) et l'IIAO (Institut Industriel de l'Afrique de l'Ouest).

I-2 Le caractère juridique

Société anonyme au capital de 39 milliards de francs CFA, la SIR est dirigée par un conseil
d'administration composé de 12 membres représentant la Côte d'Ivoire, le Burkina-Faso et des

257

compagnies pétrolières, à savoir TOTAL, TEXACO, SHELL et MOBIL. Le capital de cette société est reparti selon le diagramme suivant :

Figure 1 : Diagramme de répartition du capital de la SIR

- 3 -

I-3 Les activités de la SIR

L'activité principale de la SIR est le raffinage du pétrole brut, provenant essentiellement du Nigeria, du Gabon, du Cameroun, d'Angola, et aussi du Sénégal, des Caraïbes, d' Egypte et d'Europe.

Les principaux produits fabriqués sont:

> le butane, pour un usage domestique et industriel ;

> le super, servant de carburant pour les automobiles ;

> le pétrole lampant, pour l'éclairage ou la réfrigération en milieu rural ; > le kérosène (Jet A1), pour l'aviation ;

> le gazole, pour les moteurs diesel ;

> le distillate diesel oil (DDO), pour les fours et les moteurs diesel ;

> le fuel oil 180 et 380, pour les centrales thermiques et les navires ;

> le heavy vaccum oil (HVO), pour les turbines à gaz et la production d'électricité. Elle approvisionne en produits pétroliers une zone de distribution comprenant le marché de la Côte d'Ivoire, les ravitaillements maritimes et aériens ainsi que des marchés de l'Afrique de l'Ouest (Burkina-Faso, Mali).

I-4 L'Organisation de la SIR

La structure organisationnelle de la SIR est composée d'une Direction Générale, d'une Direction Générale Adjointe et de 5 grandes Directions subordonnées à la Direction Générale Son effectif estimé le 20 septembre 2005 est de :

> 674 agents SIR dont :

111 cadres

453 agents de maîtrise

110 ouvriers/employés

> 03 expatriés de TOTAL

Le processus de raffinage relève essentiellement de la production (exploitation des unités), de la maintenance (électricité, instrumentation, mécanique, maintenance générale), des achats (magasins, sous-traitance) et du suivi technique (contrôles, études, performances des unités, qualité, informatique).

La SIR dispose également de filiales que sont la Société Multinationale de Bitumes (SMB) et l'Institut Industriel de l'Afrique de l'Ouest (IIAO). Cette dernière est chargée de la formation des agents aux techniques industrielles.

- 4 -

Durant mon séjour à la SIR, j'ai été reçu au complexe HSK3. Ce complexe forme avec le complexe HSK2 et SMB, le secteur HSK/SMB dirigé par Mr.ATTE ARMAND et placé sous la supervision de la direction de la maintenance.

Les complexes fonctionnent en système de quart qui se compose d'au moins cinq personnes à savoir :

> Le chef de quart qui coordonne les activités de son quart

> L'opérateur tableau coordonnant les unités à partir de la salle de contrôle > Les opérateurs extérieurs faisant les manoeuvres sur le site.

Le quart de la journée est aidé par un contremaître.

I-5 La sécurité à la SIR

La SIR accorde beaucoup d'importance à la sécurité de ses employés et de ses installations ; pour cela des mesures de protections élaborées ont été mises en place afin de minimiser les risques :

> Le personnel est sensibilisé de manière permanente au danger que peut représenter l'activité de raffinage.

> la SIR dispose d'un équipement complet perfectionné sur le site de l'usine afin de réagir très rapidement à tout sinistre qui se déclarerait.

Elle dispose de pompiers permanents formés aux techniques les plus sophistiquées pour faire face à tout incident ou accident avec des hydrocarbures. Une fois par semaine, un exercice de simulation d'incendie sur divers thèmes est réalisé. Des simulations d'incendie de grandes envergures sont organisées une fois par semestre en collaboration avec le GSPM et la gendarmerie.

I-6 La qualité à la SIR

Reconnue sur le plan mondial pour l'organisation et ses méthodes de travail ; la maîtrise de ses processus pour la satisfaction du client. La SIR a obtenu la certification ISO 9001 en Janvier 2003 dans les domaines de la production, du stockage, de l'expédition et de la vente du jet A1 (carburant des avions à réaction), après l'audit de Bureau Veritas Quality International (BVQI). Depuis, Juin 2003, elle est certifiée ISO 9001 version 2000 sur toutes les lignes de produits.

- 5 -

I-7 I 4iiro4nement à la SIR

La politique environnementale de la SIR se traduit par une surveillance permanente, à tous les niveaux de l'organisation de la qualité de l'eau, de l'air et du sol par une gestion efficace des déchets. Le maintien de l'ordre et de la propreté à la SIR fait partie de cet engagement. L'accent est surtout mis sur la prévention pour éviter tout risque de pollution en agissant de préférence à la source.

I-8 Les Objectifs de la SIR

Ils convergent vers quatre points essentiels :

> Fabriquer des produits pétroliers pour le marché ivoirien et l'exportation > Assurer la sécurité de l'approvisionnement de la Côte d'Ivoire.

> Être la station-service de l'Afrique de l'ouest.

> Être et demeurer une entreprise à dimension internationale.

I-9 Les complexes et les unités de la SIR

La SIR dispose de 6 complexes pour la fabrication des produits pétroliers :

> Le complexe d'Hydroskimming HSK2 ; > Le complexe d'Hydroskimming HSK3 ; > Le complexe SMB ;

> Le complexe d'hydrocraquage DHC ; > Le complexe mouvement ;

> La centrale ;

- 6 -

I-9-1 Le complexe HSK2

Il est chargé du raffinage du brut. Il réalise la première séparation du pétrole brut et permet d'obtenir plusieurs coupes pétrolières. Il est constitué d'unités qui ont des tâches variées.

Tableau 1 : Le complexe HSK2

REPERE	CHARGE	SERVICE	PRODUITS
U31	Pétrole brut	DAT	Essence, kérosène, gasoil, RAT
U32	Essence totale/Kérosène	Hydrotraitement	Essence/ Kérosène désulfuré(e)
U33	Essence lourde	Reformage catalytique	Essence à haut N.O
U34	kérosène	désulfuration	Kérosène désulfuré

I-9-2 Le complexe HSK3

Il sert au raffinage du pétrole brut et comprend les unités suivantes :

Tableau 2 : Le complexe HSK3

REPERE	CHARGE	SERVICE	PRODUITS
U80	Eau	Réfrigération	Eau refroidie
U81	Pétrole brut	DAT	Essence, kérosène, gasoil, RAT
U82	Essence totale	Hydrotraitement	Essence désulfurée
U83	Essence lourde	Reformage catalytique	Essence à haut N.O
U84	Kérosène	Désulfuration	Kérosène désulfuré
U88	Les gaz sales	Traitement des gaz	Gaz désulfuré
U89	Composés soufrés de U88	Production de soufre	Soufre sous forme de poudre

- 7 -

I-9-3 Le complexe SMB

Il sert à la fabrication du bitume. Il a été construit par la SMB, toute fois, la SIR est chargée de l'exploitation technique. Il ne comprend que 2 unités :

Tableau 3: Le complexe SMB

REPERE CHARGE SERVICE PRODUITS

U41 Pétrole brut DAT Essence, kérosène, gasoil, RAT

U42 RAT DSV Gasoil léger et lourd, RSV

I-9-4 Le complexe DHC

Il fonctionne grâce aux résidus atmosphériques des complexes de distillation classique de la raffinerie (HSK 2, HSK3, SMB).Ce complexe sert à valoriser ces résidus produisant ainsi : du gasoil, du butane, de l'hydrogène, de l'essence, et du kérosène.

Tableau 4 : le complexe DHC

REPERE	CHARGE	SERVICE	PRODUITS
U85	RAT	DSV	Gasoil, RSV
U86	Gaz des reformeurs, gaz naturels	Production H2	Hydrogène
U87	Gasoil moyen et lourd	hydrocraquage	Butane, essence, kérosène, gasoil, fuel
U90	H2 produit dans U86	purification	Hydrogène purifié à 99,99%
U91	H2 produit dans U83	purification	Hydrogène purifié à 99,99%

- 8 -

I-9-5 La Centrale

Elle fournit les utilités indispensables à la raffinerie à savoir : la vapeur d'eau, l'électricité, l'air comprimé, les combustibles, l'eau déminéralisée, l'eau service, l'eau réseau, l'eau sécurité, l'azote. La centrale est aussi chargée du traitement des eaux de procédés sortant des unités et des eaux usées venant des égouts.

Tableau 5 : La centrale

REPERE FONCTION

U50 Combustibles liquides et gazeux

U52 Groupe turboalternateurs- Production d'électricité

U54 Production de vapeur BP, MP, HP

U64 Eau déminéralisée et condensats

U65 Traitement des eaux usées

U66 Production d'air

U67 Deux torches

U71 Station d'azote

U76 Production d'eau brute

I-9-6 Les mouvements

Ce complexe gère 85 bacs et ses tâches se résument :

> Au transfert des produits (bruts ou autres) des bateaux en mer jusqu'aux bacs de la SIR

> Au stockage des produits pétroliers (les bruts, les produits semi-finis et les produits finis) ;

> A la préparation des bruts pour les unités de production ;

> Aux mélanges des produits de base (avec additifs) pour fabriquer les produits finis commercialisables ;

> A l'expédition des produits finis vers les dépôts ou les navires en mer ;

- 9 -

II GÉNÉRALITÉS SUR L'UNITÉ U88

Le traitement des gaz est une étape indispensable dans l'industrie du raffinage. Les procédés correspondants ont pour rôle d'éliminer des contaminants inévitables tel que l'H2S et le CO2. L'élimination du sulfure d'hydrogène se fait souvent par des procédés d'absorption utilisant des solvants chimiques. Les solvants les plus utilisés sont les «alcanolamines» tel que la monoéthanolamine (MEA), la diéthanolamine (DEA), la méthyldiéthanolamine (MDEA), la triéthanolami ne (TEA).

L'extraction des gaz acides (H2S, CO2) par ces solvants engendre souvent des problèmes tels que la corrosion des installations de traitement, la dégradation de la solution d'amine, le moussage de la solution d'amine lorsqu'elle est en contact avec des hydrocarbures liquides.

II-1 Le but de l'unité U88

Les gaz issus des différents dégazages produits par le procédé de raffinage des complexes de la SIR (DHC, HSK et SMB) contiennent de l'H2S .Leur passage à l'unité de lavage aux amines (DEA) permet de réduire leur teneur en soufre.

Le procédé de traitement est basé sur l'absorption chimique de l'hydrogène sulfuré grâce à une solution aqueuse contenant de la diéthanolamine (DEA à 10 %). Ensuite, par chauffage, dans une colonne de régénération on élimine le soufre et on régénère ainsi la solution aqueuse active qu'on réinjecte dans les absorbeurs.

Ces gaz traités sont ensuite utilisés au niveau du complexe DHC comme charge A (gaz H2 M P pauvre en H2S) et charge B (gaz H2 HP pauvre en H2S) et de la CENTRALE (Gaz BP pauvre en H2S utilisé pour alimenter le réseau combustible). (Voir Figure 2)

Le but principal de l'unité est de s'assurer que les gaz lavés sont conformes aux spécifications demandées par les autres services utilisatrices de ces gaz. En cas de non-conformité, on agira sur les variables opératoires de l'unité pour obtenir des gaz aux spécifications demandées.

- 10 -

Gaz riche en H2S venant de la DHC

Gaz riche en H2S venant de HSK3

Gaz riche en H2S venant de HSK2

U88

Gaz riche en H2S vers réseau torche

Charge B vers la DHC (Gaz HP pauvre en H2S)

Charge A vers la DHC (Gaz MP pauvre en H2S)

Réseau combustible Centrale (Gaz BP pauvre en H2S)

Figure 2 : Liaison unité U88 avec les autres unités de la SIR II-2 La capacité de traitement de l'unité U88

L'unité U88 est composée de deux sections Section 1 et Section 2 pouvant fonctionner de façon autonome. Chaque section de l'unité peut fonctionner à 50% de ses conditions de calcul.

NB : La section 1 est hors service ; l'étude se portera sur la section 2. La section 2 est composée de 3 absorbeurs :

Absorbeur BP

> Capacité d'extraction : 4t/jour d'H2S

> Capacité hydraulique : 175kmoles / h de gaz HP non traités (ou 4,827 kg/h) pour un PM du gaz de 28,6 kg/kmol.

Absorbeur MP

> Capacité d'extraction : 50t/jour d'H2S

> Capacité hydraulique : 350kmoles / h de gaz HP non traités (ou 9,275 kg/h) pour un PM du gaz de 26,5 kg/kmol.

Absorbeur HP

> Capacité d'extraction : 7t/jour d'H2S

> Capacité hydraulique : 240kmoles / h de gaz HP non traités (ou 1,344 kg/h) pour un PM du gaz de 5,6 kg/kmol

- 11 -

II-3 / UMM/Mt P11SNiMSHINniW13 CE II-3-1 La charge gazeuse

Les gaz riches en H2S issus des dégazages des unités de production de la SIR constituent les charges de l'unité U88.

Selon la pression des gaz à l'entrée de l'unité, celle-ci est subdivisée en 3 sections.

> La section gaz BP (Basse Pression : 6 bars eff) riche en H2S.

> La section gaz MP (Moyenne Pression : 16 bars eff) riche en H2S.

> La section gaz HP (Haute Pression : 26 bars eff) riche en H2S.

Selon le livre de procédé de heurtey industries (livre de procédé de l'unité U 88) les gaz BP, MP et HP doivent avoir une composition suivante Tableau 6, pour un bon fonctionnement de l'unité. Tableau 6 : Compostions en % mol des gaz à traiter

GAZ BP NON TRAITE	28.6	20	10	23	28	12	3	3	1
GAZ MP NON TRAITE	26.5	20	13	21	34	8	3	1	-
GAZ HP NON TRAITE	5.6	6	86	4.5	3	0.5	-	-	-

Tableau 7 : Origines des gaz sales riches en H2S vers l'unité U88

HSK2	35B01		X
	34B01			X
	33B01			X
	32B04	X
	32B03	X
	32B02	X
	34B03	X
	33B02	X
HSK3	81B07	X
	81B09	X	X
	82B01		X
	83B05		X
	84B01			X
	84B04	X
DHC	87B02		X
	87B03		X
	87B07		X
	87B08		X
	87B16			Au démarrage

CA RACTERISTIQUE DES CHARGES PM

COMPOSITION (%molai re)

H2S H2 C1 C2 C3 IC4 NC4 C5

DÉGAZAGE VERS U88 ABSORBEUR

COMPLEXES EQUIPEMENTS

BP (6bars) MP (16bars) HP (26bars)

- 12 -

Le Tableau 7 donne l'origine des gaz alimentant les absorbeurs BP, MP et HP. Les dégazages basse pression de HSK2 transitent par le ballon B2003 avant d'arriver au niveau du réseau BP de l'unité U88.

II-3-2La charge liquide

Les alcanolamines sont dérivées de l'ammoniac dans lequel les atomes d'hydrogène sont remplacés par un groupe Alcool (ex. méthanol, éthanol). Elles contiennent donc trois groupes fonctionnels : les groupes amines [H-N], les groupes hydroxyles [-OH], et les groupes aliphatiques [-CHm]. Les alcanolamines les plus communément utilisées dans les applications industrielles du raffinage sont :

> Monoéthanolamine (MEA) et Diglycolamine (DGA) : amines primaires;

> Diéthanolamine (DEA) et Diisopropanolamine (DIPA) : amines secondaires ; > Triéthanolamine (TEA) et Méthyldiéthanolamine (MDEA) : amines tertiaires ;

Figure 3 : Formules chimiques des différents Alcanolamines

La charge liquide de l'unité de lavage aux amines est la Diéthanolamine. Elle a pour rôle d'absorber l'H2S contenus dans les gaz sales.

Les caractéristiques de la DEA pure sont :

> La densité à 20°C = 1.097

> Le point de congélation = 28°C

> Le point d'ébullition = 270°C

> Le poids molaire = 105 g/mol

- 13 -

La diéthanolamine (DEA) soluble dans l'eau est utilisée diluée à 10% ce qui permet > D'abaisser son point d'ébullition

> D'éviter qu'elle se fige dans les tuyauteries

> De diminuer sa viscosité.

II-3-3 Les produits obtenus

Après traitement des gaz dans l'unité de lavage des gaz sales BP, MP, HP ; on obtient des gaz avec une teneur en H2S plus faible.

La teneur maximale en H2S des gaz après traitement est indiquée dans le Tableau 8.

Tableau 8 : Teneur en H2S dans les gaz traités admissible à la sortie de l'unité U 88

GAZ TRAITES TENEUR en H2S (ppm mole) MAXIMUN

Gaz BP Désulfuré <20

Gaz M P Désulfuré <20

Gaz HP Désulfuré <20

Ces produits obtenus après leur passage dans l'unité U88 sont soit envoyés vers la DHC ou la CENTRALE selon les besoins de chacune de ces unités.

II-4 Schéma de principe de l'unité (Voir annexe 1 & 2)

L'unité de lavage section 2 se compose principalement de deux types de colonnes.

> Les colonnes d'absorptions 88C11 ; 88C12 ; 88C13 dans lequel l'H2S est absorbé par une solution d'amine pauvre.

> La colonne de régénération 88C14 qui libère l'H2S de la solution d'amine riche et redonne une solution d'amine pauvre.

L'unité U88 peut être divisé en 4 parties :

> La partie lavage des gaz BP comprenant les ballons pièges 88B15 -88B16 et la colonne 88C13.

> La partie lavage des gaz MP comprenant les ballons pièges 88B13-88B14 et la colonne 88C12.

> La partie lavage des gaz HP comprenant les ballons pièges 88B11-88B12 et la colonne 88C11.

> La partie régénération comprenant la colonne de régénération 88C14 elle sert à éliminer l'H2S contenu dans l'amine riche venant des absorbeurs

- 14 -

Description succincte de l'unité U88 (Voir annexe 1 & 2)

> Les gaz sales issus des origines diverses venant des dégazages des ballons des unités de la SIR (HSK et DHC) arrivent à U88 dans les ballons séparateurs de condensats (88B15-88B13-88B11) où les molécules lourdes (C4-C5) d'hydrocarbures sont piégées.

> Les fonds des ballons séparateurs de condensats (88B15-88B13-88B11) sont envoyés vers le ballon de purge 88B20

> Les gaz sales issus des ballons séparateurs de condensats sont envoyés au niveau des colonnes d'absorptions (88C13-88C12-88C11)

> L'H2S des gaz sales est absorbé dans les absorbeurs par la DEA pauvre en H2S.

> Les fonds des absorbeurs (88C13-88C12-88C11) sont envoyés vers le ballon de dégazage 88B17. Ce ballon sert à préparer la charge du régénérateur en éliminant de la DEA riche en H2S, les gaz résiduaires issus des différentes absorptions au niveau des absorbeurs.

> Les gaz désulfurés issus des absorbeurs sont envoyés dans les ballons séparateurs d'entraînement (88B16-88B14-88B12) pour éviter l'entraînement de DEA avec ceux-ci.

> Les fonds des ballons séparateurs (88B16-88B14-88B12) d'entraînement sont envoyés vers le ballon de purge 88B20.

> Les gaz désulfurés basse pression (BP) issus du ballon séparateur d'entraînement 88B16 sont envoyés au réseau fuel gaz au niveau de la centrale.

> Les gaz désulfurés moyenne pression (MP) issus du ballon séparateur d'entraînement 88B14 sont envoyés au réseau hydrogène en charge A au niveau de la DHC.

> Les gaz désulfurés haute pression (HP) issus du ballon séparateur d'entraînement

88B12 sont envoyés au réseau hydrogène en charge B au niveau de la DHC.

> La DEA chargée en H2S issue du ballon de dégazage 88B17 est régénérée au

niveau de la colonne de régénération 88C14.

> L'H2S issus de la colonne de régénération est envoyé à la torche acide ou vers l'usine à soufre non fonctionnelle actuellement.

- 15 -

II-5 La description du procédé

Parmi les procédés de purification, le procédé de traitement par absorption chimique est largement utilisé dans l'industrie du pétrole et du gaz. Les alcanolamines sont souvent utilisées comme solvants extracteurs des gaz acides (H2S, CO2). Ces solvants ne sont pas utilisés seuls, ils sont dilués dans de l'eau dans des concentrations suffisantes pour obtenir la basicité nécessaire à la réaction avec les gaz acides.

Le principe du procédé est le suivant (Voir Figure 4): On injecte, en bas de colonne de l'absorbeur, le gaz riche contenant le soluté (H2S). L'amine pauvre comme solvant descend la colonne à contre-courant et absorbe l' H2S à travers les plateaux de la colonne. On obtient en haut de colonne un gaz pauvre en H2S, et en bas de colonne une amine riche en H2S. Celle-ci traverse d'abord un échangeur de chaleur côté calandre, et se réchauffe d'avantage. Elle arrive au régénérateur et descend à contre-courant d'une vapeur d'eau générée par un rebouilleur. L'amine riche s'appauvri en H2S, traverse l'échangeur côté tube, se refroidi et retourne à l'absorbeur comme solvant pur. La vapeur d'eau chargée en H2S sort du régénérateur par le haut de colonne.

Une fois condensée et passée au ballon de reflux, l'eau liquide revient au régénérateur et le l'hydrogène sulfuré H2S, toujours gazeux, est recueilli dans une unité de soufre comme un distillat ou est brûlé à la torche.

En conclusion : dans l'absorbeur, le soluté H2S est absorbé par l'amine; dans le régénérateur, le soluté est désorbé de l'amine par strippage.

Figure 4: Schéma simplifié du procédé d'une unité de lavage aux amines

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II-5-1 Le procédé d'absorption

Les gaz acides comme H2S et CO2 se dissocient dans un milieu aqueux pour former un acide faible. Les amines, étant des bases organiques faibles, elles se combinent chimiquement avec les gaz acides pour former des complexes acido-basiques.

Le procédé principal consiste à absorber l'H2S contenu dans les charges à traiter par la mise en contact de la charge acide faible et du diéthanolamine base faible (DEA).

Le principe consiste à laver dans une colonne par passage à contre courant de la DEA par le haut et par la charge gazeuse par le bas à basse température et à haute pression partielle d' H2S.On utilise la solubilité de l' H2S dans la solution d'amine pour effectuer la séparation gaz raffinerie-H2S.

Le procédé est basé sur les équilibres (1) et (2).

(1) (2)

représente le radical H OH

A basse température et à haute pression de H2S, la réaction exothermique de formation de sel est réalisée (absorption). Cette réaction est exothermique, elle est favorisée par l'augmentation de la pression et la diminution de la température.

II-5-2 Le procédé de régénération

Le procédé par lequel la DEA est régénérée consiste à porter à basse pression et haute température la solution de DEA riche en H2S au point d'ébullition des sels pour qu'il y ait décomposition et libération de l'H2S.

La réaction chimique suivante est la réaction qui se produit pendant la régénération. Ce sont les réactions inverses de l'absorption (3) et (4) qui se produisent :

(3)

?

(4)

La réaction est favorisée par :

> une diminution de la pression

> une augmentation de la température

On est toutefois limité par des réactions de dégradation de l'amine qui se produit à partir de 180°C.

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II-6 La description sommaire des circuits du procédé

L'on rappelle que l'unité U88 section 2 peut être divisée en 4 circuits ou sections spécifiques qui sont :

> La section absorbeur BP > La section absorbeur MP > La section absorbeur HP > La section colonne de régénération

II-6-1 La section absorbeur BP (Voir annexe 1)

Les gaz BP riches en H2S arrivent par différence de pression dans le ballon séparateur de condensats 88B15 prévu pour réduire le risque d'entraînement des hydrocarbures liquides dans la colonne d'absorption 88C13.Les gaz issus de ce ballon 88B15 vont dans la colonne d'absorption 88C13 ou ils sont débarrassés de l'H2S par la solution d'amine pauvre.

Les gaz désulfurés issus du sommet de l'absorbeur 88C13 passent ensuite à travers le ballon séparateur 88B16 prévu pour limiter les entraînements d'amines.

Les gaz BP désulfurés issus du ballon 88B16 sont envoyés vers le réseau fuel gaz sous contrôle de pression.

La solution d'amine riche chargée en H2S est recueillie en fond de l'absorbeur 88C13 puis est envoyée sous contrôle de niveau vers le ballon de dégazage 88B17 qui sert à préparer la charge du régénérateur.

II-6-2 La section absorbeur MP (Voir annexe 1)

Les gaz MP riches en H2S arrivent grâce à la différence de pression dans le ballon séparateur de condensats 88B13 prévu pour réduire les risques d'entraînement des hydrocarbures liquides dans la colonne d'absorption 88C12.Les gaz issus de ce ballon 88B13 vont dans la colonne d'absorption 88C12 où ils sont débarrassés de l'H2S par la solution d'amine pauvre. Les gaz désulfurés issus du sommet de l'absorbeur 88C12 passent ensuite à travers le séparateur 88B14 prévu pour limiter les entraînements d'amines.

Les gaz MP désulfurés issus du ballon 88B14 sont envoyés vers l'unité d'hydrogène U86 (charge A) à la DHC.

La solution d'amine riche chargée en H2S est recueillie en fond de l'absorbeur 88C12 puis est envoyée sous contrôle de niveau vers le ballon de dégazage 88B17.

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II-6-3 La section absorbeur HP (Voir annexe 1)

Les gaz HP riches en H2S arrivent par différence de pression dans le ballon séparateur de condensats 88B11 prévu pour réduire le risque d'entraînement des hydrocarbures liquides dans la colonne d'absorption 88C11.Les gaz issus de ce ballon 88B11 vont dans la colonne d'absorption 88C11 où ils sont débarrassés de l'H2S par la solution d'amine pauvre.

Les gaz HP désulfurés issus du sommet de l'absorbeur 88C11 passent ensuite à travers le ballon séparateur 88B12 prévu pour limiter les entraînements d'amines.

Les gaz HP désulfurés issus du ballon 88B12 sont envoyés vers l'unité d'hydrogène U86 (charge B) de la DHC ou vers le réseau fuel-gaz.

La solution d'amine riche chargée en H2S est recueillie en fond de l'absorbeur 88C12 puis est envoyée sous contrôle de niveau vers le ballon de dégazage 88B17.

II-6-4 La section de régénération (Voir annexe 2)

La solution d'amine chargée en H2S venant du ballon 88B17 arrive par différence de pression dans l'échangeur 88E11A/B pour être préchauffée grâce à l'amine pauvre sortant du fond de la 88C14 , puis sous contrôle de niveau, alimente la colonne de régénération 88C14.

La chaleur de vaporisation nécessaire au stripping des gaz acides de la solution d'amine riche est fournie par le rebouilleur 88E12. Celui-ci est alimenté sous contrôle débit par la vapeur d'eau BP préalablement désurchauffée par barbotage dans le ballon désurchauffeur 88B19. Les vapeurs de tête de la colonne de régénération sont condensées dans l'aérocondenseur 88EA12 puis recueillies dans le ballon flash 88B18:

> La phase gazeuse riche en H2S est envoyée sous contrôle de pression vers la torche pour être brûlée.

> La phase liquide est reprise par la pompe de reflux 88P13A/B vers la colonne 88C14. La solution d'amine pauvre en fond de la colonne 88C14 cédera ses calories dans l'échangeur 88E11A/B à la solution d'amine chargée en H2S. Puis elle est reprise et refoulée par la pompe de recirculation 88P11A/B.

Sous contrôle de température de l'aéroréfrigérant 88EA11 la solution d'amine régénérée est envoyée vers les absorbeurs 88C13 ,88C12, 88C11.

NB : Un dixième du débit de circulation de la solution d'amine est filtré en permanence dans filtre 88FL11 pour éliminer les déchets et les sels métalliques en suspension afin d'éviter le moussage de la solution d'amine.

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II-7 Les paramètres de contrôle du procédé II-7-1 Dans l'absorbeur

II-7-1-1 La température

Le gaz à traiter, contenant le soluté H2S, de l'hydrogène (H2) et l'ensemble des alcanes de C1 à C5, doit être à une température supérieure à la température de rosée de celui-ci dans le but de rester en phase gazeuse à l'entrée de l'absorbeur.

En effet la présence d'hydrocarbure liquide au niveau des absorbeurs entraîne le moussage de la solution d'amine.

II-7-1-2 La pression

L'absorption est favorisée à haute pression et à basse température ; sans pour autant diminuer la tension de vapeur du gaz. Ainsi une pression de 6 bars ou plus pourrait être maintenue constante dans toute la colonne en négligeant les pertes de charges dues à la présence des plateaux.

L: Le débit molaire de la solution d'amine.

G : Le débit molaire du gaz

K : La Constante d'équilibre du soluté.

On note enfin que le facteur d'absorption montre que l'absorption est favorisée

lorsque :

> K est faible, donc à haute pression et basse température

> Le rapport des débits molaires est élevé.

On note aussi que dans l'absorbeur, la valeur de la pression et celle de la température déterminent le coefficient d'équilibre relatif à chaque constituant du gaz.

II-7-2 Dans le régénérateur II-7-2-1 La température

Contrairement à l'absorbeur, l'évaporation du soluté (H2S) est favorisée à haute température. Le rebouilleur génère une vapeur surchauffée à une température élevée (125 ^oC). La vapeur d'eau et le gaz soluté (H2S) en haut de colonne se trouvent à une température approximative de 102 ^oC.

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II-7-2-2 La pression

Une basse pression favorise l'évaporation. Ainsi, la vapeur d'eau et le soluté gazeux H2S s'évaporent facilement. Une pression de 0.9 bar en tête de colonne est correcte.

Un volume plus grand en contenance pour le régénérateur favorise aussi cette chute de pression.

II-8 Les problq~mes engendrés par l'utilisation des alcanolamines dans le procédé d'absorption

Plusieurs inconvénients surgissent du faite de l'utilisation des amines pour l'extraction des gaz acides. Les principaux problèmes, ayant des effets économiques importants, sont les suivants :

> La dégradation chimique de l'amine

Le contact des amines avec les gaz acides (H2S et CO2) conduit à une série de réactions, parfois irréversibles, formant ainsi des produits secondaires difficiles à éliminer, comme les acides carboniques, des carbonates et bicarbonates.

> La corrosion

Différents facteurs peuvent contribuer à la corrosion dans les unités de traitement aux amines :

> La concentration élevée des amines en phase aqueuse,

> Le taux élevée de la charge de l'unité en gaz acide,

> Les températures élevées,

> La formation de produits corrosifs après dégradation de l'amine.

> Le moussage des amines par contact de ceux-ci avec des hydrocarbures liquides.

> La perte d'amine

Diverses sources potentielles peuvent causer la perte des amines dans les unités de traitement des gaz :

> La dégradation forte des amines,

> Les fuites sur le réseau de circulation des amines,

> L'entraînement des amines au niveau de la colonne d'absorption,

> La solubilisation des amines dans les hydrocarbures.

- 21 -

III- PRÉSENTATION DU THÈME

III-1 Situation du problème

Le réseau de lavage de gaz basse pression aux amines de la raffinerie a été arrêté depuis l'an 2000 suite à la formation de mousse au niveau de la colonne d'absorption 88 C 13.

Cette formation de mousse serait due à une arrivée massive de condensats venant des unités en amont U 81(ballons 81B07 ,81B07) ; U84 (ballons 84B04) et du ballon B2003 de HSK2. NB : Le contact d'une solution d'amine avec des hydrocarbures liquides entraîne le moussage de celle-ci.

Le réseau BP de l'unité U88 devrait être normalement alimenté par le dégazage des ballons 81B09 ; 81B07 ; 84B04 de HSK3 et celui du ballon B2003 de HSK2.

Actuellement les dégazages des ballons 81 B09 ; 81 B07 ; 84B04 de HSK3 riches en H2S sont envoyés au ballon B5001 de la centrale sans traitement. Ceux du ballon B2003 de HSK2 alimentent directement les fours de ce complexe.

III-2 Cahier de charges Tableau 9 : Cahier de charges

STAGE

Intitulé du stage Remise en marche du réseau basse pression de l'Unité de lavage des gaz

sales aux amines U88

CAHIER DE CHARGES

Opportunité du thème

· Estimation des débits de gaz BP produit par la raffinerie. · Fiabilité des installations du réseau BP de U 88(Marche sans moussage de la solution d'amine). · Valorisation des charges : combustible à faible teneur en H2S. · Amélioration de la sécurité et de la protection de l'environnement. · Amélioration de la conduite des unités.

Objectifs poursuivis

· Augmenter la capacité de traitement des gaz riches en H2S de la raffinerie.

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CHAPITRE 2: MATÉRIELS ET MÉTHODES

- 23 -

I-MATÉRIELS

I-1 Les indicateurs de la salle de contrôle

La salle de contrôle est équipée d'indicateurs pour permettre à l'opérateur tableau de pouvoir réguler les paramètres qui influencent la bonne marche du complexe (pression, température, niveau et débit).

Certains de ces indicateurs sont dotés d'une bande verte munie d'une flèche verte qui signale la valeur de consigne et d'une flèche rouge indiquant la mesure du paramètre en question. La lecture faite sur les indicateurs de débit est multipliée par un coefficient pour obtenir la valeur réelle du paramètre.

D'autres sont numériques et donnent la valeur des différents paramètres en continue.

I-2 Le cahier des opérateurs extérieurs

L'opérateur tableau est celui qui, depuis la salle de contrôle, suit la marche des unités. Il régule les paramètres opératoires et lorsque ceux-ci ne sont pas actionnables en salle de contrôle, ordonne à l'opérateur extérieur d'effectuer certaines manoeuvres. Il s'assure de l'exécution des consignes d'exploitation.

Il relève six fois par jour, à des heures bien spécifiées, les valeurs de certains paramètres. Celles-ci sont consignées dans un cahier afin d'identifier les problèmes de réglage. Ce cahier a permis de connaître la valeur de certains paramètres en vue d'établir l'historique de marche de l'unité.

I-3 Le cahier des relevés du chef de quart

Le chef de quart est le premier responsable de l'équipe du quart. A ce titre, il organise l'exécution des manoeuvres courantes sur le terrain en vue de respecter les consignes pour la qualité des produits. Il veille à la sécurité des personnes et des équipements.

Il consigne dans son cahier, les différentes manoeuvres opérées pendant son quart et les différents paramètres utiles pour apprécier la qualité des produits. Ce cahier a permis également de connaître la valeur de certains paramètres qui interviennent dans l'étude.

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I-4 Les fiches de spécifications

Ces fiches donnent les caractéristiques de chaque équipement présent sur le site. Elles permettent d'appréhender les conditions optimales d'utilisation de l'équipement .Ces fiches ont permis de vérifier le bon fonctionnement de certains équipements notamment celui des ballons 88B13 ; 88B15 et de la colonne d'absorption 88C13.

I- 5 Le logiciel Aspen

Afin de connaître à chaque instant l'évolution des paramètres opératoires de ses complexes, la SIR s'est dotée d'un serveur dynamique appelé Aspen. Il donne un accès rapide aux données en temps réel et aux données archivées. Ces dernières peuvent être des valeurs de température, de pression ou encore de débit. A partir de ce serveur il est possible de faire l'historique sur la marche des unités pour connaître les caractéristiques des gaz BP.

I- 6 Le logiciel de simulation PRO II

PROII est un logiciel de simulation statique assisté par ordinateur pour les procédés en génie chimique en général et en particulier ceux relatifs au traitement du pétrole.

Effectuer une simulation sur PRO II, c'est :

> schématiser le processus ;

> définir les différents composants ;

> définir le modèle thermodynamique ;

> définir l'alimentation ;

> définir les conditions opératoires.

L'interface graphique de ce logiciel guide l'utilisateur dans l'exécution de sa simulation par la couleur des bordures des icônes et des cases.

Le logiciel PRO II a été utilisé pour simuler le comportement des dégazages vers notre réseau (phase, température, pression).

I-7 Le logiciel Microsoft Excel

L'utilisation du logiciel Microsoft Excel répond au souci d'automatiser nos calculs et tracer les graphiques.

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II-MÉTHODES : Le diagramme d'Ishikaw

Le diagramme de cause à effet ou diagramme d'Ishikawa est une démarche qui permet d'identifier les causes possibles d'un problème ou un défaut (effet). Il convient ensuite d'agir en mettant en place des actions correctives appropriées. Ce diagramme a été inventé par Ishikawa Kaoru, « père » des cercles de Qualité.

Le diagramme d'Ishikawa se présente sous la forme d'un graphique en arêtes de poisson. Dans ce dernier, sont classées par catégorie les causes selon la loi des 5 M (Matière, Main d'oeuvre, Matériel, Méthode, Milieu).

Il se construit en cinq étapes :

> étape 1. placer une flèche horizontalement, pointée vers le problème identifié ou le but recherché ;

> étape 2. regrouper par exemple, les causes potentielles en familles, appelées communément les 5M (Voir Figure 5);

> étape 3. tracer les flèches secondaires correspondant au nombre de familles de causes potentielles identifiées, et les raccorder à la flèche principale. Chaque flèche secondaire identifie une des familles de causes potentielles ;

> étape 4. inscrire sur des minis flèches, les causes rattachées à chacune des familles. Il faut veiller à ce que toutes les causes potentielles apparaissent ;

> étape 5. rechercher parmi les causes potentielles exposées, les causes réelles du problème identifié ;

Un aperçu de ce diagramme est donné par la Figure 5

Machines

Matières

Main
d'oeuvre

Milieu

Méthode

EFFET

Figure 5: Diagramme d' Ishikawa

- 26 -

Les données sur les paramètres de l'unité U88 lorsque celle-ci fonctionnait anormalement étant inexistante ; l'historique du réseau BP n'a pu être effectué.

Celui-ci a été arrêté depuis l'an 2000 pour cause de moussage récurrent de la solution d'amine alimentant ce réseau.

L'étude consistant à la remise en marche du réseau BP de l'unité U88, n'ayant pas de données relatives au mauvais fonctionnement de ce réseau. Ces données qui devraient normalement permettre de déceler le problème qu'avait le réseau BP de l'unité U88 et de proposer des solutions appropriées.

Le travail consistera à recenser toutes les causes possibles pouvant entraîner un moussage de la solution d'amine sur le réseau BP de l'unité U88.

Une fois recensées ces causes seront analysées afin de déterminer si celles-ci peuvent survenir lors de la future remise en marche du réseau BP.

Il est à souligner que pratiquement toutes les causes de moussage se rapportent à la matière. Ainsi, les flèches sur notre diagramme ne représentent pas des familles de causes mais directement les causes.

On terminera l'étude par des propositions de solutions pour une remise en marche du réseau basse pression.

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CHAPITRE 3: RÉSULTATS ET DISCUSSIONS

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I-ANALYSE DES POSSIBILITÉS DE REMISE EN MARCHE DU RÉSEAU BP DE L'UNITÉ U 88

I-1 Recensement de toutes les causes possibles de moussage du réseau de lavage aux amines de gaz BP

Le principal problème des unités de lavage aux amines est que les solutions d'amines ont tendance à mousser lorsqu'elles, sont en contact avec des hydrocarbures liquides. Il s'agit d'un problème grave car malgré tous les séparateurs d'entraînement que l'on puisse installer, les solutions d'amines sortent sous forme de mousse soit avec le gaz traité, soit avec l'H2S dans la colonne de régénération.

Dans le cas précis du réseau BP les causes pouvant entraîner le moussage de la colonne 88C13 sont numérotées de [1] à [11] (voir Figure 7).

NB: Voir annexe 1 & 2 pour les équipements citez ci-dessous, excepté les ballons 81B07 ; 81B09 ; 84B04

> Cause n° [1] à n° [4] elles sont dues à l'arrivée de condensats venant des unités en amont U81, U84 et HSK 2, ce qui peut être le fait d'une mauvaise séparation au niveau des ballons séparateurs de condensats 81 B07 ; 81B09 ; 84B04, B2003 avec une augmentation anormale du niveau de ces ballons.

> Cause n° [5] elle est due à des purges non régulières au niveau du ballon 88B15. Ce ballon qui devrait normalement stopper l'envoi de condensats vers la colonne 88C13. Une purge non faite sur ce ballon entraînera une accumulation de condensats dans celui-ci et un entraînement de ces condensats vers la colonne 88 C 13.

> Cause n° [6] elle est due à un débit de gaz trop élevé envoyé vers le réseau BP, ce réseau ayant une capacité hydraulique de 4,827t/h. Un débit de gaz supérieur à cette capacité à l'entrée de ce réseau entraînera un disfonctionnement de celui-ci pouvant conduire au moussage de la solution d'amine.

> Cause n° [7] c'est le fait de la réaction des amines avec des oxydes de fer. Pour l'éviter il est nécessaire de filtrer 10% de la solution d'amine en circulation.

- 29 -

> Cause n° [8] elle est due à une modification brusque du débit de gaz à traiter. Il est nécessaire que le débit de gaz vers la colonne d'absorption soit constant ou du moins subisse des variations lentes.

> Cause n° [9] L'engorgement de la colonne d'absorption peut être une cause du moussage de la solution d'amine. Pour qu'un plateau travaille correctement, il est nécessaire que les sections de passage prévues pour le liquide et la vapeur permettent effectivement un écoulement régulier des deux phases.

Lorsqu'il y a entraînement excessif de liquide et étranglement qui provoque une accumulation de ce dernier sur les plateaux, on dit qu'il y a engorgement.

> Cause n° [10] elle est due à une température de la DEA inférieure à la température du gaz, il y a risque de condensation de ce gaz. En effet la température de la DEA étant inférieure à celle du gaz, celui-ci cédera de sa chaleur à la DEA en se condensant.

> Cause n° [11] elle est due au fait que le gaz à traiter atteigne sa température de rosée à l'entrée de l'absorbeur ; il se condense et réagit avec l'amine pour former de la mousse.

- 30 -

[1] 81 B 07 ENVOIE
DES
CONDENSATS

[7] REACTION DES AMINES AVEC DES OXYDANTS

[2] 81 B 09 ENVOIE
DES
CONDENSATS

[8]CHANGEMENT
RAPIDE DANS LES
DEBITS DE GAZ À
TRAITER

[3] 84 B 04 ENVOIE
DES
CONDENSATS

[9]
ENGORGEMENT
AU NIVEAU DE LA
COLONNE 88 C 13

[4] B 2003 ENVOIE
DES
CONDENSATS

[10]
TEMPERATURE
DEA < À LA
TEMPERATURE
DU GAZ

[5] ABSCENCE
DE
PURGE DE 88 B 15

[11] LES GAZ
SONT À LEUR
TEMPERATURE

DE ROSEE.

[6] DEBIT DE GAZ
TROP ELEVES
VERS 88 C13

MOUSSAGE DE U88 BP

Figure 7 : Diagramme d'Ishikawa des différentes causes de moussage

- 31 -

I-2 Analyse des différentes causes de moussage du réseau BP

I-2-1 Analyse des causes [1] à [4] : les ballons 81B07, 81B09, 84B04

et B2003 envoient des condensats sur le réseau BP

La vérification que ces ballons pourraient envoyer des condensats sur le réseau BP se fera par l'analyse du niveau d'hydrocarbure liquide dans ces ballons.

Le complexe HSK2 étant en arrêt, je n'ai pas pu estimer les niveaux et débits de dégazages du

10

ballon B2003 : celui-ci alimente directement les fours de ce complexe en combustible.

Pour ces ballons la cible du niveau d'hydrocarbure est de 50%. On se base sur le fait qu'une montée anormale du niveau d'hydrocarbure liquide dans ces ballons pourrait être la cause d'arrivée de condensats sur le réseau BP.

Pendant la période du 01/01/2008 au 14/02/2008 la moyenne des niveaux des ballons 81 B07et 81B09 est de 54%, celle du ballon 84B04 est de 44%.

Ces résultats (Figure 8) montre que le niveau moyen des ballons est autour de la cible 50% mais ceci n'exclut pas une montée brusque du niveau d'hydrocarbure dans ces ballons comme 0 celui du 81B07 le 05/01/2008.

Figure 8 : Niveau des ballons en %

- 32 -

I-2-2 Analyse de la cause [5] : Purge non régulière de 88B15

Concernant la cause [5] cette situation est évitable grâce à l'intervention des opérateurs extérieurs en effectuant des purges régulières sur ce ballon. 1 L'intervention de l'opérateur tableau est aussi importante grâce à la surveillance de l'alarme de niveau 88LAH009 qui s'allume lorsque le niveau d'hydrocarbure liquide dans le ballon 88B15 devient important.

I-2-3 Analyse de la cause [6] : Débit de charge du réseau BP supérieure à la capacité maximum du réseau

La démarche concernant la cause [6] consistera à vérifier que les débits de gaz venant des ballons de dégazages 81B09 ; 81B07 ; 84B04 ; B2003 vers le réseau BP sont inférieurs ou égaux à la capacité maximale de traitement de gaz de celui-ci (4.827t/h).

Le complexe HSK2 étant en arrêt le débit de dégazage moyen du ballon B2003 n'a pu être 0 estimé. Le dégazage du ballon B2003 alimente directement les fours de ce complexe en combustible.

Figure 9 : Estimation des débits de gaz BP produit par la raffinerie

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J'ai pris les débits de dégazage sortant de 81B09 ; 81B07 ; 84B04 qui devraient alimenter le réseau BP (Voir Figure 9).

On note que le débit moyen de gaz BP sortant de ces ballons est de 6,53 t/h tandis que les débits de charges moyens des unités U81 et U84 étaient respectivement de 260 t/h et 28 t/h.

La section BP supporterait donc difficilement ce débit car elle a été dimensionnée pour un débit maximum de 4,827 t/h. L'excès de débit de charge est de 35 % en plus par rapport aux 4,827t/h.

I-2-4 Analyse de la cause [7] : Réaction des amines avec des oxydants

L'unité U88 possède un filtre 88FL11 dont le rôle est de filtrer 10% de la solution d'amine circulant en permanence. L'amine et l'H2S sont des produits corrosifs, ils s'attaquent aux installations produisant des oxydes de fer ; la présence de particules de fer dans la solution d'amine provoque le moussage de celle-ci.

Actuellement ce filtre fonctionne normalement et les absorbeurs M P et HP sont en marche stables. La capacité de ce filtre est de 10 t/h de DEA, alors que la quantité de DEA en circulation durant la période du 1/01/2008 au 14/02/2008 est d'une moyenne de 36 t/h ; ce filtre est adapté à ce débit.

I-2-5 Analyse de la cause [8] : La température des gaz est égale à la température de rosée de ceux-III l'eltILplIGIIMEORILEIKILIVJEIE&13

Pour la vérification de cette cause, les chromatographies des dégazages des ballons 84B04 ; 81B07 et 81B09 seront utilisées.

Les différentes possibilités de dégazage vers l'absorbeur 88 C 13 sont les suivants :

> Dégazage de 81B07

> Dégazage de 81B09

> Dégazage de 84B04

> Dégazage de 81B07 + 81B09,

> Dégazage de 81 B07 + 84B04,

> Dégazage de 84B04 + 81 B09,

> Dégazage de 84B04 + 81 B09 + 81 B07,

- - 34 --

Tous ces ballons n'ayant pas toujours des dégazages réguliers vers le réseau BP ; tous les cas possibles de dégazages seront analysés. On aura donc à déterminer 7 températures de rosée. Pour la détermination des températures de rosée il faut :

> Les chromatographies des dégazages de 81B07 ; 81B09 ; 84B04.

> Les températures et les débits moyens des dégazages.

> La pression à l'entrée de l'absorbeur.

> Le logiciel PRO II qui servira à simuler le gaz dans les conditions de température et de pression du réseau BP.

La simulation sur PRO II permettra de déterminer la température de rosée des différents dégazages et les phases dans lesquelles ceux-ci se trouveront.

I-2-5-1 Les chromatographies des dégazages

Les résultats (Tableau 10) des analyses du laboratoire des gaz sont les suivantes : Tableau 10 : Chromatographie des dégazages de 81 B07, 81 B09 et 84B04

Chromatographie % mol	81B07	81B09	84B04
112	41.34	0.17	10
C1	6.65	2.08	23
C2	8.39	11.08	28
C3	19.47	30.81	12
IC4	8.56	54.29	3
NC4	15.59	1.03	3
C5	0	0.04	0
112S	0	0.5	20
PM	26.98	27	27.2

En ce qui concerne les autres cas de figure notamment les chromatographies de :

>	81B07	+ 81B09,
>	81B07	+ 84B04,
>	84B04	+ 81B09,
>	84B04	+ 81B09	+ 81B07,

Le principe suivant est utilisé pour déterminer leurs compositions molaires :

Avec le composant

: le débit de dégazage du ballon (1) contenant le composé : le débit de dégazage du ballon (2) contenant le composé

- 35 -

On obtient les résultats suivants :

L'enssemble des dégazages de ces ballons (Tableau 11) comportent plus de 33% de C4 sauf ceux de 81 B07+84B04.

Tableau 11 : Estimation des chromatographies des possibilités de dégazages

Chromatographie % mol	81B07+81B09	81B07+84B04	81B09+84B04	81B07+81B09+84B04
112	15,76	33,92	1,75	15,16
C1	3,81	10,59	5,45	5,86
C2	10,06	13,11	13,82	11,98
C3	26,52	17,73	27,83	25,00
IC4	36,97	7,25	46,11	33,39
NC4	6,54	12,61	1,35	6,17
C5	0,31	4,80	3,64	2,41
112S	0,02	0,00	0,03	0,02
PM	26.99	27,3	27,3	27,1

I-2-5-2Les températures, débits et pression des gaz à l'entrée de l'absorbeur

Les débits et les températures sont des moyennes estimées pendant la période du 1/01/2008 au 14/02/2008 (Tableau 12).

La pression de 6 bars est celle de l'entrée de l'absorbeur 88C13

Tableau 12 : Estimation des températures des possibilités de dégazages

GAZ VENANT DE	Débit t/h	T°C	P° bar
81B07	2.4	42	6
81B09	3.94	32	6
84B04	0.8	32	6
81B07 + 81B09	6.34	36,29	6
81B07 + 84B04	3.2	39,90	6
84B04 + 81B09	4.74	32	6
84B04 + 81B09 + 81B07	7.14	35,84	6

En ce qui concerne les températures des dégazages de : 81B07 + 81B09 ; 81B07 + 84B04 ; 84B04 + 81B09 ; 84B04 + 81B09 + 81B07 celles -ci seront déterminées selon le principe suivant :

Dans le cas d'un mélange de plusieurs fluides de température Ti, l'énergie calorifique apportée par chacun des fluides est mise en commun.

- 36 -

La température finale T peut donc se calculer par :

Où Ci est la capacité calorifique du gaz _i et mi sa masse.

La détermination des capacités calorifiques des gaz de 81 B07 ; 81 B09 ; 84B04 se fera grâce au logiciel PRO II.

> 81 B07 C_p =0.5290 Kcal/Kg .C

> 81 B09 C_p =0.4309 Kcal/Kg.C
> 84B04 C_p =0.4214 Kcal/Kg.C

I-2-5-3 La détermination des différentes températures de rosée grâce à

la simulation sur PRO II

Cette simulation à pour objectif de déterminer dans les 7 possibilités d'alimentations du réseau BP de l'unité U 88 ; le comportement de ces dégazages aux températures et pressions du réseau et de la colonne 88 C 13.

Pour chaque cas je déterminerai :

> La température de rosée du mélange à la pression du réseau (Dew point temperature at stream pressure).

> La pression de rosée du mélange à la température du réseau (Dew point pressure at stream temperature).

> la phase du mélange.

NB : Les lignes de gaz BP n'étant pas calorifugées, on se mettra dans les conditions les plus défavorables pour la simulation sur PRO II :

Température du gaz = Température extérieure ambiante = 30°C

- 37 -

Tableau 13 : Résultats des simulations sur PRO II des différentes possibilités de dégazages

Name	81B09 vers 88C 13 BP	81B09 vers 88C 12 MP	81B07 vers 88C 13 BP	84B04 vers 88C 13 BP	81B07+81B09 vers 88C 13 BP	81B07+84B04 vers 88C 13 BP	84B04+81B09 vers 88C 13 BP	81B07+81B09+84B04 vers 88C 13 BP
Temperature (°C)	30	30	30	30	30	30	30	30
Pressure (bar)	6	16	6	6	6	6	6	6
Flowrate (kg/h)	3940	3940	2400	800	6340	3200	4740	7140
Phase	Vapor-Liquid	Liquid	Vapor	Vapor	Vapor	Vapor	Vapor	Vapor
Thermodynamic system	AMIN	AMIN	AMIN	AMIN	AMIN	AMIN	AMIN	AMIN
Liquid Mole Fraction	0.02	1	0	0	0	0	0	0
Vapor Mole Fraction	0.98	0	1	1	1	1	1	1
Dew Point Pressure at Stream T (bar)	5,97	5.97	17	32,2	8.8	19	9	9,6
Dew Point Temperature at Stream P	30,2	66,8	9,6	-15,7	23	4,9	25,1	20,1

(°C)

- 38 -

Gaz venant de 81B09 vers U88 réseau BP

On note:

> Que le fluide est à 98 % en phase gazeuse.

> Que les premières gouttes de condensats apparaissent à une pression de 5.97 bars si le gaz reste à T=30°C.

> Qu'elles apparaissent aussi à une température de 30.2°C si la pression reste constante à 6 bars.

NB : Le dégazage de 81 B 09 peut se faire sur le réseau BP ou sur le réseau MP .Selon les opérateurs tableaux celui-ci se fait sur le réseau BP car lorsqu'on dégaze 81 B 09 sur le réseau MP on note une arrivée massive de condensats.

Une simulation du comportement des dégazages de 81B09 vers le réseau MP de U88 donne le résultat suivant : L'enssemble du dégazage est en phase liquide avec une température de rosée de 66.8°C. La simulation confirme les observations faites par les opérateurs tableaux.

Gaz venant de 81B07 vers U88

On note:

> Que le fluide est en phase gazeuse.

> Que les premières gouttes de condensats apparaissent à une pression de 17 bars si le gaz reste à T=30°C.

> Elles apparaissent aussi à une température de 9.6°C si la pression reste constante à 6 bars.

Gaz venant de 84B04 vers U88

On note:

> Une absence de condensats dans le gaz.

> Que les premières gouttes de condensats apparaissent à une pression de 32.2 bars si le gaz reste à T=30°C.

> Q u'elles apparaissent aussi à une température de -15.7°C si la pression reste constante à 6 bars.

Gaz venant de 81B07 + 81B09 vers U88

On note:

> Que la phase du dégazage est à 100% en phase vapeur.

> Que les premières gouttes de condensats apparaissent à une pression de 8.8bars si le gaz reste à T=30°C.

> Q u'elles apparaissent aussi à une température de 23°C si la pression reste constante à 6 bars.

- 39 -

Gaz venant de 81B07 + 84B04 vers U88

On note:

> Que le fluide est en phase gazeuse avec une absence de condensats.

> Que les premières gouttes de condensats apparaissent à une pression de 19 bars si le gaz reste à T=30°C.

> Q u'elles apparaissent aussi à une température de 4.9 °C si la pression reste constante à 6 bars.

Gaz venant de 84B04 + 81B09 vers U88

On note:

> Que le dégazage se fait sans condensation de gaz sur la ligne.

> Que les premières gouttes de condensats apparaissent à une pression de 9 bars si le gaz reste à T=30C.

> Q u'elles apparaissent aussi à une température de 25.12°C si la pression reste constante à 6 bars.

Gaz venant de 84B04 + 81B09 + 81B07 vers U88

On note:

> Une absence de condensats dans le gaz.

> Que les premières gouttes de condensats apparaissent à une pression de 9.6 bars si le gaz reste à T=30°C.

> Q u'elles apparaissent aussi à une température de 20.1°C si la pression reste constante à 6 bars.

Sur les sept (7) possibilités de dégazages vers le réseau BP de l'unité U88, six (6) se font en phase gazeuse avec une absence de phase liquide pouvant conduire au moussage de la solution d'amine. La pression du réseau BP et celle de la colonne étant régulé à 6 bars. On note que la température de rosée de ces dégazages est en dessous de 26°C sauf dans le cas du dégazage de 81 B09 où elle est de 30.2C.

Le dégazage de ce ballon aurait donc une probabilité plus élevée de produire des condensats puisque sa température 30° C, est inférieure sa température de rosée 30.2° C.

- 40 -

I-2-6 Analyse de la cause [9] : La température de la DEA est inférieure à la température du gaz

Pour éviter une condensation des gaz lors de leur lavage dans la colonne 88 C 13 normalement la DEA doit avoir une température supérieure à la température du gaz à laver.

Un refroidissement des gaz à laver à cause d'une DEA plus froide que ceux-ci aura tendance à provoquer la condensation des gaz dans la colonne 88 C13.

Pour faire face à ce problème normalement la T°C DEA -T°C GAZ > + 5°C ; Ce principe doit être respecté aussi bien pour les gaz BP que MP et HP.

Il le sera si l'on remettait en marche le réseau BP de U88 ; puisque la température moyenne de la DEA durant la période du 1/01/2008 au 14/02/2008 était de 42°C et celle des gaz BP venant des unités en amont se situait autour de 35°C.

Il faut noter que la DEA en circulation est la même pour les réseaux BP, MP, HP.

I-2-7 Analyse de la cause [10]: Engorgement au niveau des plateaux de la colonne 88 C13

Pour qu'un plateau travaille correctement, il est nécessaire que les sections de passage prévues pour le liquide et la vapeur permettent effectivement un écoulement régulier des deux phases. Lorsqu'il y a entraînement excessif de liquide, et étranglement qui provoque une accumulation de ce dernier sur les plateaux, on dit qu'il y a engorgement.

L'engorgement est caractérisé par un facteur appelé : facteur d'engorgement (F).

Pour un fonctionnement correct des plateaux, ce facteur d'engorgement doit être inférieur à 80%. Après avoir entré les paramètres géométriques de la colonne et les débits d'amines et de gaz en circulation, le logiciel PROII permet de constater que la colonne à été normalement dimensionnée pour un débit de gaz de 4.827 t/h ; le facteur d'engorgement des plateaux est de 60% donc inférieure à la limite de 80%.

I-2-8 Analyse de la cause [11] : Changement rapide dans les débits de gaz à traiter

Cette cause est difficilement vérifiable puisque le réseau BP est en arrêt. Il est souhaitable de stabiliser les débits de gaz à traiter vers le réseau BP afin d'éviter les risques de moussage.

- 41 -

Sur les onze (11) causes de moussage pouvant se produire sur le réseau BP, l'on remarque après les analyses que deux (2) sont pertinentes :

-La quantité de gaz BP produit actuellement par la raffinerie est supérieure à la capacité de traitement de l'unité.

-La température de rosée du ballon 81 B 09 est de 30,2°C alors que ce ballon à une température de 32°C. Les lignes du réseau BP n'étant pas calorifugées, ce gaz risque d'atteindre sa température de rosée par simple refroidissement lors de son transport vue que la température ambiante extérieure est en moyenne de 30°C.

La suite de l'étude consistera à adapter les nouveaux débits de dégazages de gaz BP produit par la raffinerie au réseau basse pression de l'unité U88 et par la suite à proposer des solutions pour un dégazage de 81B09 sans qu'il atteigne sa température de rosée.

Enfin je terminerai par des propositions de solutions dans l'immédiat pour une remise en marche du réseau BP.

- 42 -

II ÉTUDES DES POSSIBILITÉ6lT 0$ 8 * 0 ( 1 7 $ 7 , 2 1 lT ( lL$ l&$ 3$ &, 7 É DE TRAITEMENT DU RÉSEAU BP DE 4.827t/h à 7.5 t/h

L'étude précédente ayant montré que la capacité de traitement des gaz BP est inférieure à la production de ce type de gaz par la raffinerie. Cette partie de l'étude de remise en marche du réseau BP consistera à recenser les modifications à apporter au réseau BP dans le but d'augmenter sa capacité de traitement de gaz BP de 4.827 t/h à 7.5 t/h.

Avant cela, la détermination des nouveaux débits de solution d'amine à mettre en circulation est nécessaire.

II-1 Détermination itulnouCil-FulitIEBlit'Fr Inl- à mettre en circulation

Le tableau 14 donne les débits de gaz et de DEA à mettre en circulation. On note que selon la CPE (Consigne permanente d'exploitation) les débits de gaz et d'amine doivent respecter la consigne suivante :

Avec

> L est de débit massique de solvant (solution d'amine)

> G est le débit massique du gaz contenant le soluté à extraire (gaz contenant l'H2S)

Tableau 14: Les débits de gaz et les débits d'amines à mettre en circulation

	DEBIT (t/h)	DEBIT DE DEA (t/h)
GAZ BP	5	25
SURPLUS GAZ BP	2,5	12,5
GAZ MP	9,3	46,5
GAZ HP	1,3	6,5
TOTAL DES DEBITS	18	90

BILAN :

Les débits de gaz BP seront de 7.5 t/h ce qui correspond à un débit d'amine de 37.5 t/h. Le débit total de DEA à mettre en circulation sera de 90 t/h.

- - 43 --

II-2 Vérifications des lignes

La vérification des lignes passe par le contrôle de :

> La vitesse de circulation des fluides dans la ligne, pour éviter la formation de charges électrostatiques dans le circuit en cas de vitesses trop élevées.

> La norme UOP (Universal Oil Product) impose une vitesse inférieure à 3.55 m/s pour les

liquides et une vitesse limite pour les gaz de

Avec , la masse volumique (lb/ft³) On calcule :

La vitesse dans la ligne,

m

D

> , la masse volumique en kg/m³ et V, la vitesse en m/s. Les paramètres pris en compte sont :

> Le diamètre D de la ligne indiqué sur les DAO de l'unité; > La masse volumique donnée par PRO II ;

> Q_m est le débit massique en Kg/s ;

Les résultats sont consignés dans le Tableau 15

Les lignes de gaz sont les lignes : 6».HC.88.201.1.B01 - 6'.HC.88.202.1.B01- 6'.HC.88.203. 1 .B01 - 6'.HC.88.203.1 .B02 - 6».HC.88.208.2.B01

Les lignes de gaz sont des lignes de diamètre 6''.

Les lignes d'amines sont les lignes : 2».A.88.220.2.D01 -1.5».A.88.220.2.D01- 2».A.88.217.1.D01 - 4». A.88.220.1.D01 - 4». A.88.310.1.D09 - 4». A.88.219.1.D01

Les lignes de DEA sont les lignes de diamètre 1.5'', 2'' et 4''.

Tableau 15 : Les débits massiques limites sur les lignes de gaz BP et sur les lignes d'amines

GAZ	6	0,1524	9,6	7,62	39	24.6
DEA	1,5	0,0381	899	6,51	3,55	13
DEA	2	0,0508	899	3,66	3,55	23.5
DEA	4	0,1016	899	2,96	3,55	93

Nature
fluide

Débit

Diamètre Diamètre ñ Vitesse (V) Vitesse massique

limite limite

(") (m) (kg/m3) (m/s) (m/s) t/h

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Les lignes de DEA 1.5» et 2» posent problème car leurs vitesses sont supérieures aux limites.

Pour le choix des nouvelles lignes, sachant que pour une ligne à remplacer la masse volumique et le débit sont les mêmes. La détermination du nouveau diamètre, se fera en fixant une vitesse qui respecte la norme (<3.55m/s). On a :

> La nouvelle ligne DEA pour Dancien=1.5''

En prenant une vitesse de 1 ,7m/s, on a :

;

Le diamètre convenable est 3».

> La nouvelle ligne DEA pour Dancien=2» En prenant une vitesse de 1 ,4m/s, on a :

Le diamètre convenable est 3».

BILAN :

Les lignes de gaz peuvent supporter un débit de gaz limite de 24.6 t/h. Les lignes d'amine de 1.5» et 2» elles constituent un problème car elles ne peuvent supporter le débit d'amine de 37.5 t/h. Les débits d'amines limites sont de 23.5 t/h pour celle de 2» et 13t/h pour celle de 1.5».Les lignes d'amines de 1.5» et 2»constituent un goulot pour l'augmentation du débit de gaz à traiter. Elles doivent être remplacées par des lignes de 3».

;

- 45 -

II-3 Vérification de la capacité de la pompe 88 P 11 A/B à mettre en circulation la solution d'amine

> La capacité maximale de traitement de gaz BP, MP, HP est : 15.5t/h

BP: 4,827 kg/h

MP : 9,275 kg/h 15,5 t/h

HP : 1,344 kg/h

Selon les CPE (consignes permanentes d'exploitation) le débit d'amine à mettre en circulation doit

respecter la consigne suivante :

Avec L débit massique d'amine ;

G débit massique du gaz à traiter.

On en déduit que le débit maximum de DEA est: ou

86.20 m³ / h

La densité de la DEA 10% étant de 899 kg / m3

Le débit maximum de la pompe 88 PM1 1A/B étant de : 60.3 m³/h soit 54.20 t/h .Cette pompe ne pourrait mettre en circulation toute la quantité d'amine si l'unité était en fonctionnement maximal. > Actuellement la capacité de traitement moyen des réseaux BP MP HP sont de :

BP : 0 kg/h

MP : 5 kg/h 6 t/h

HP : 1 kg/h

Le débit d'amine serait de 30t/h soit 34 m^3/h en respectant la CPE

; la pompe peut faire

face à ce débit.

En considérant que le débit d'amine en circulation actuellement est de 30 t/h, il reste un déficit de 24.2 t/h d'amine qui pourrait encore être mis en circulation par la pompe 88 PM 11 A/B.

Ce déficit correspond à une capacité de gaz à traiter de 5 t/h en tenant compte de la CPE.

BILAN :

La pompe 88PM 11 A/B a une capacité maximale de 54.2 t/h .Cette pompe constitue un goulot pour la remise en marche du réseau BP car elle ne peut pas faire face à la mise en circulation du nouveau débit de DEA qui est de 90 t/h.

Il faudrait la remplacer ou mettre les pompes 88 PM 11 A et 88 PM 11 B en parallèles.

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II-4 Vérification des ballons 88 B 15, 88 B 16, 88 B 17, 88B18

La vérification de ces ballons consiste à vérifier que les valeurs des pressions et des températures de service sont respectivement inférieures à celles des pressions et des températures limites.

Le temps de séjour est inversement proportionnel au débit de gaz alimentant les ballons, par la relation suivante :

> Ts : temps de séjour, exprimé en s;

> Q = le débit de gaz parvenant au ballon m³/s;

> V : volume occupé par le gaz dans le ballon flash, exprimé en m3

Tableau 16 : Vérifications des températures et pressions des ballons

	Ballon 88B15	Ballon 88B16	Ballon 88B17	Ballon 88B18
Pression de service (bar eff)	6	5.8	5.6	0.9
Pression limite (bar eff)	10.5	10.2	10.5	-
Température de service (°C)	37	35	45	42
Température limite (°C)	53	53	53	53
Ts design pour 4.8 t/h	8.3s	4.5s
Ts pour 7t/h	6	3.2

BILAN :

Au niveau des pressions et températures ceux-ci sont en dessous des limites. Le seul problème se trouve au niveau de la durée de flash du gaz dans le ballon 88 B 15 qui est réduite. Il y a un risque d'entraînement de condensats vers l'absorbeur 88 C 13 augmentant le risque de moussage la solution d'amine.

II-5 Vérification du filtre 88 FL11

La solution d'amine doit être filtrée en permanence pour éviter les phénomènes de moussage provoqué par la présence de sulfure de fer dans l'amine. La CPE (Consigne Permanente d'Exploitation) indique une norme de 10% de la solution d'amine qui doit être filtrée.

Le filtre 88FL11 a une capacité à l'heure estimée et égale à 5.2 t/h. Cette capacité correspond au débit maximum pouvant être traité par cet équipement sans qu'il y ait perte de son efficacité.

- 47 -

Ce filtre est adapté pour un débit de DEA maximum de 52 t/h donc pour 10.2t/h de gaz à traiter. Actuellement le débit de DEA en circulation est de 30 t/h ; ce filtre est adapté à ce débit.

BILAN :

En cas d'augmentation du débit de gaz à traiter de 2.5t/h le nouveau débit de DEA en circulation sera de 90 t/h. Ce filtre ne pourra alors filtrer que 5.8 % de la solution de DEA.

II-6 Vérification des échangeurs 88E11A/B, 88E 12, 88EA11, 88EA12

La vérification des échangeurs 88 E 11 A/B, 88 E 12, 88 EA 11, 88 EA 12 consiste après avoir entré les caractéristiques de ces équipements dans PRO II, à simuler leurs comportements face au nouveau débit de DEA en circulation (90 t/h).

On vérifiera

-les chaleurs échangées aux valeurs limites ;

-les vitesses dans les tubes et dans les calandres ;

-les pertes de charge dans les tubes et dans les calandres ;

Le Tableau 17 compare les valeurs à 90 t/h aux valeurs limites.

Tableau 17 : Vérifications des caractéristiques de 88E1 1 A/B et 88E1 2

	88E11A/B		88E12
	Valeurs à 90 t/h	Valeurs limites	Valeurs à 90 t/h	Valeurs limites
Chaleur échangée (Mkcal/h)	2.6	2.539	0.025	3.06
ÄP tube (bars)	0.18	0.55	0.1	0.1
Vitesse tube (m/s)	0.96	1
ÄP calandre (bars)	0.4	0.55	0.18	0.3
Vitesse calandre (m/s)	0.7	1

La vérification des aéroréfrigérants consiste essentiellement à comparer les chaleurs à échanger pour un débit de DEA de 90 t/h aux valeurs limites. On vérifiera également que les pertes de charge sont telles qu'il n'y a pas de goulots hydrauliques.

Tableau 18: Vérifications des caractéristiques de 88EA11 et 88EA12

Chaleur échangée à 90t/h Valeur limite

(Mkcal/h) DP (bars) Valeur limite

(bars)

88 EA 11	1.4	1.702	0.6	1
88 EA 12	1.12	1.220	0.8	0.1

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BILAN :

Ces quatre échangeurs peuvent supporter le débit de DEA de 90 t/h.

II-7 Vérification de la colonne 88C13 et de la colonne 88C14

L'engorgement est caractérisé par un facteur appelé : facteur d'e1J1IJeP ent (F).

Pour un fonctionnement correct des plateaux, il faut que le facteur d'engorgement soit inférieur à 80%.

Après simulation sur PRO II, les tableaux 19 et 20 donnent les facteurs d'engorgement F de 88C13 et 88C14 en fonction des débits de gaz et de DEA.

Tableau 19: Facteur d'engorgement de 88C13 en fonction des débits de gaz et de DEA

DEBIT GAZ (t/h)

DEBIT DEA (t/h)

FACTEUR D'ENGORGEMENT (%)

FACTEUR D'ENGORGEMENT LIMITE (%)

5 7 ,5

25 37,5

60 76

80 80

Tableau 20: Facteur d'engorgement de 88C14 en fonction du débit de DEA

DEBIT DEA (t/h)	57 90
FACTEUR D'ENGORGEMENT (%)	70 78
FACTEUR D'ENGORGEMENT LIMITE (%)	80 80

BILAN :

Les colonnes 88C13 et 88C14 sont adaptées au débit de gaz de 7.5 t/h et à un débit de DEA de 90 t/h. Un débit de gaz de plus de 7.5t/h et de DEA de plus de 90t/h perturbera ces deux colonnes.

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III- PROPOSITIONS DE SOLUTIONS POUR LA REMISE EN MARCHE DU RÉSEAU BP

Les problèmes recensés 01/ G11%p1tGHGe II' i/e ei ' 11H<FIGt Ip/lftffl /oit :

Cas 1 : Un débit de gaz BP produit par la raffinerie supérieure à la capacité de traitement du réseau BP.

Cas 2 : La température de rosée du dégazage de 81 B09 est de 30.2^°C alors que ce gaz à une température de 32°C : les lignes de gaz BP n'étant pas calorifugées le risque de condensation de ce gaz est élevé.

Pour ce qui concerne le cas 1 :

L'étude des possibilités d'augmentation de la capacité du réseau BP indique que l'élément principal l'absorbeur BP 88 C 13 atteint sa limite d'engorgement pour un débit de gaz supérieur à 7.5 t/h.

On observe des goulots hydrauliques sur la pompe 88PM11A/B, sur les lignes de DEA 1.5» et DEA 2».Quant' au filtre 88FL11 il pourra filtrer que 5.8% de la DEA alors qu'il devrait en filtrer au minimum 10%.

La durée de flash des ballons 88B15 et 88B16 est réduite avec un risque d'entraînement d'hydrocarbure liquide.

Le Tableau 21 montre les inventaires des modifications à apporter au réseau BP pour augmenter sa capacité de traitement.

Tableau 21: Inventaire des modifications proposées

GOULOT GOULOT

EQUIPEMENTS ACTION

HYDRAULIQUE THERMIQUE

88 PM11A/B OUI NON REMPLACER

LIGNE DEA 1.5» OUI NON REMPLACER

LIGNE DEA 2» OUI NON REMPLACER

LIGNE DEA 4» NON NON

LIGNE GAZ 6» NON NON

88B15 NON NON

88B16 NON NON

88B17 NON NON

88 FL 11

FILTRAGE à 5.8% DE

NON AUGMENTER LA

DEA CAPACITE DE FILTRAGE

88 E 11A/B NON NON

88 E 11 NON NON

88EA 11 NON NON

88EA 12 NON NON

88C13 NON NON

88C14 NON NON

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Pour augmenter la capacité du réseau BP de 2.6 t/h il faudrait donc :

> Remplacer chacune des pompes 88PM11A/B par une pompe de capacité hydraulique de 90 t/h ou mettre les deux pompes 88PM 11A et 88PM11B en parallèles.

> Remplacer les lignes DEA 1.5» et 2» par des lignes de 3»

> Augmenter la capacité de filtrage de 88 FL 11 à 10 t/h de solution de DEA à 10%.

Pour le cas 2 :

Il serait souhaitable dans un premier temps de calorifuger les lignes de gaz BP comme le sont les lignes MP et HP dans le but de réduire les risques de refroidissement des gaz BP.

D'éviter d'effectuer le dégazage du 81 B 09 seul vers l'absorbeur BP car les simulations sur PRO II montre que : lorsque celui-ci est mélangé à d'autres dégazages la température de rosée du mélange est de 25^°C ce qui sera difficilement atteint vue que la température ambiante extérieure moyenne est de 30^°C.

On pourrait aussi installer un échangeur dans le but de réchauffer les gaz BP. Les gaz BP (Température de 30°C et pression de 6 bars) circulant coté tube et l'amine (Température de 77 °C et pression de 20 bars) qui devrait alimenter l'aéroréfrigérant 88EA11 circulant coté calandre. Une simulation sur PRO II montre que cet échangeur permettra d'augmenter la température du gaz BP de 30^°C à 45^°C.

Les gaz BP auront une température de 45 °C, très loin de leur température de rosée la plus élevée qui est de 30^°C.

Les caractéristiques de cet échangeur sont en (Annexe 3).

' Elf l'iP P paat 7elleP IfeI1QP lIFEERI7 Epfe170/311ftISIffial.

Actuellement la somme des débits moyens de dégazages de 81B07 + 81B09 + 84B04 est de 6.53t/h avec

> 84 B 04 =0.35t/h

> 81B07 =2.24t/h

> 81B09 =3.94t/h

La capacité du réseau BP étant de 4.827t/h, avant toutes modifications en vue d'augmenter sa capacité de traitement, je préconiserai d'envoyer les dégazages de 81B09 vers le ballon B5001 sans traitement comme cela se fait actuellement.

D'effectuer les dégazages de 84B04 et 81B07 vers le réseau BP, celui-ci aura donc à traiter en moyenne 2,59 t/h de gaz.

On pourra aussi installer une vanne contrôlant le débit de gaz BP vers ce réseau afin de limiter le débit d'accès de gaz BP à 4,827 t/h capacité maximale de ce réseau.

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CONCLUSION GÉNÉRALE

L'étude de remise en marche du réseau de gaz BP de l'unité 88, a permis d'identifier les différents goulots relatifs à la future remise en marche de celle-ci.

Essentiellement des goulots hydrauliques ont été observés du fait de l'augmentation de la production de ce type de gaz par la raffinerie.

Quant'au problème récurrent de moussage qui a entraîné la fermeture de ce réseau ; l'étude a permis de constater que le dégazage de 81 B 09 vers le réseau BP est susceptible de produire des condensats. Aussi il a été remarqué que les lignes BP ne sont pas calorifugées contrairement aux lignes MP et HP accentuant ce risque.

La mise en place d'un échangeur réchauffant les gaz BP de 30°C à 45 °C grâce à la DEA chaude qui devrait alimenter l'aéroréfrigérant 88EA11 serait la solution la plus idéale.

On aura alors des gaz BP de température moyenne de 45 °C réduisant considérablement les risques de condensation de ceux-ci.

Dans l'immédiat, une remise en marche du réseau BP en contrôlant les paramètres de température et de débit de gaz serait possible comme le confirme les simulations sur PRO II.

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RÉFÉRENCES BIBLIOGRAPHIQUES

HEURTEY. (1979).HEURTEY Engineering Chimie - Pétrole, livre de procédé et de conduite : unité de lavage aux amines U88, Editions HEURTEY, Paris.

KEBE Aliou. (2005).Consignes Permanentes d'Exploitation REV. 00 du 01/09/02, Editions SIR, Abidjan.

WUITHIER Pierre. (1972). Raffinage et génie chimique, volume I. Editions TECHNIP, Paris,.
WUITHIER Pierre. (1972). Raffinage et génie chimique, volume II. Editions TECH NIP, Paris.

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ANNEXES

Annexe 1 : Schéma DAO de l'unité U88 Section 2 (1/2) Annexe 2 : Schéma DAO de l'unité U88 Section 2 (2/2) Annexe 3 : Caractéristique du nouvel échangeur

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Annexe 1 : Schéma DAO de l'unité U88 Section 2 (1/2)

Annexe 2: Schéma DAO de l'unité U88 Section 2 (2/2)

CARACTERISTIQUES	UNITES	VALEURS	CARACTERISTIQUES	UNITES	VALEURS
Hx Rig Duty	MM KCAL/HR	0,0347	Hx Rig Tube Outer diam	IN	0,75
Hx Rig TEMA Type		AES	Hx Rig Tube to baffle leak area	IN2	3,3837
Hx Rig # Shell in Parallel		1	Hx Rig Tube temperature spec	C	45
Hx Rig # Shell in Series		1	Hx Rig Fin efficiency	FRAC	1
Hx Rig U Value with Fouling	KCAL/HR-M2-C	326,4349	Hx Rig Shell inner diam	IN	15
Hx Rig U Value w/o Fouling	KCAL/HR-M2-C	469,9919	Hx Rig Area of unit per shell	M2	36,088
Hx Rig Init U-Val Estimate	KCAL/HR-M2-C	195,297	Hx Rig Shell fouling factor	HR-M2-C/KCAL	0,0004
Hx Rig LMTD	C	38,6636	Hx Rig Shell fouling layer thick	IN	0
Hx Rig MTD	C	38,6111	Hx Rig Shell design pressure	BAR	20,6843
Hx Rig Area	M2	2,7555	Hx Rig Shell DP	BAR	0,7724
Hx Rig Tube Pitch	IN	1	Hx Rig Shell min area/shell	M2	18,5806
Hx Rig Tube Length	M	6,096	Hx Rig Shell film coef scal fact	KCAL/HR-M2-C	859,8452
Hx Rig Minimum Tube Length	M	2,4384	Hx Rig Shell fouling required	HR-M2-C/KCAL	0,0375
Hx Rig Maximum Tube Length	M	6,096	Hx Rig Shell velocity	FT/SEC	3,176
Hx Rig Tube Length Increment	M	1,2192	Hx Rig Shell film coef	KCAL/HR-M2-C	3265,1814
Hx Rig Tube design pressure	BAR	20,6843	Hx Rig Shell material dens	KG/FT3	222,6275
Hx Rig Tube DP	BAR	0,1977	Hx Rig Shell DP scaling fact	KCAL/HR-M2-C	859,8452
Hx Rig Tube Fouling Factor	HR-M2-C/KCAL	0,0004	Hx Rig Shell max area/shell	M2	9197,3975
Hx Rig Tube thermal conductivity	KCAL/H R-M-C	44,626	Hx Rig Shell to baffle Leakage Area	IN2	2,0759
Hx Rig Tube density	KG/FT3	222,6275	Hx Rig Shell min velocity	FT/SEC	0
Hx Rig Tube thickness	IN	0,083	Hx Rig Shell max velocity	FT/SEC	1000
Hx Rig Tube velocity	FT/SEC	52,9605	Hx Rig Required U-Value	KCAL/HR-M2-C	24,9247
Hx Rig Tube min design velocity	FT/SEC	0	Hx Rig Shell empty weight	KG	2298,0667
Hx Rig Tube max design velocity	FT/SEC	1000	Hx Rig Shell wet weight	KG	3963,4614
Hx Rig Tube pitch perp. flow	IN	1	Hx Rig Tube Nozzle Inlet ID	IN	6,065
Hx Rig Tube film coef scal fact	KCAL/HR-M2-C	859,8452	Hx Rig Tube Nozzle Outlet ID	IN	6,065
Hx Rig Tube film coef	KCAL/HR-M2-C	726,3683	Hx Rig Tube DP inlet	BAR	0,0027
Hx Rig Tube outer diam limit	IN	12,336	Hx Rig Tube DP outlet	BAR	0,0018
Hx Rig Weight of tube bundle	KG	1039,0782	Hx Rig Shell Nozzle Inlet ID	IN	4,026
Hx Rig Tube temperature out	C	45	Hx Rig Shell Nozzle Outlet ID	IN	6,065
Hx Rig Shell temperature out	C	76,1937	Hx Rig Shell DP inlet	BAR	0,01 42
Hx Rig Tube Inner diam	IN	0,584	Hx Rig Shell DP outlet	BAR	0,0017

Annexe 3 : Caractéristique du nouvel échangeur