La distillation du pétrole

Distillation
La distillation du pétrole comprend deux procédés distincts : la distillation atmosphérique et la distillation sous vide.
Distillation atmosphérique
La distillation atmosphérique est un procédé de distillation qui consiste à séparer les fractions d'hydrocarbures contenues dans le pétrole brut, les unes des autres. C'est la première étape du raffinage du pétrole, et les toutes premières raffineries de pétrole se résumaient à peu près à une colonne de distillation. Elle est basée sur la différence des températures d'ébullition de chacun des produits purs contenus dans le pétrole.

Le raffinage du pétrole est un procédé industriel qui permet de transformer le pétrole brut en différents produits finis tels que l’essence, le fioul lourd ou le naphta. Le pétrole brut est un mélange hétérogène d’hydrocarbures divers (molécules composées d’atomes de carbone et d’hydrogène), inutilisable en l’état. Ses composants doivent être séparés afin d’obtenir les produits finaux exploitables directement. On en distingue en général deux grands types :
• les produits énergétiques, tels que l’essence, le diesel (gazole) ou le fioul ;
• les produits non-énergétiques, tels que les lubrifiants, le bitume et les naphtas utilisés en pétrochimie.
Le raffinage ne se limite plus aujourd’hui à la séparation des différents hydrocarbures. Des procédés chimiques complexes sont également mis en œuvre afin d’optimiser les produits finaux. Les différentes coupes pétrolières peuvent ainsi subir des transformations, des améliorations et des mélanges pour obtenir des produits commercialisables et répondant aux normes environnementales.
Fonctionnement technique ou scientifique

Principe du raffinage (Source : IFP)
A son arrivée dans la raffinerie, le pétrole brut est stocké dans de grands réservoirs. Les pétroles bruts sont stockés et séparés selon leur teneur en soufre. Celle-ci détermine les procédés de raffinage à utiliser. Chaque unité de raffinage abrite un procédé industriel physico-chimique différent.
1 – La distillation du pétrole brut en vue d’obtenir les produits intermédiaires
La distillation du pétrole brut est réalisée en deux étapes complémentaires. Une première distillation dite atmosphérique permet de séparer les gaz, les essences et le naphta (coupes légères), le kérosène et le gazole (coupes moyennes) et les coupes lourdes. Les résidus des coupes lourdes subissent ensuite une distillation dite sous vide afin de séparer certains produits moyens.

Tour de distillation du pétrole (©DR)
La distillation atmosphérique : l’opération consiste à séparer les différents composants d'un mélange liquide en fonction de leur température d’évaporation. Le pétrole brut est injecté dans une grande tour de distillation, haute de 60 mètres et large de 8 mètres environ, où il est chauffé à environ 400°C. Les différents hydrocarbures contenus dans le pétrole brut sont vaporisés : d’abords les légers, puis les moyens, et enfin une partie des lourds. La température décroît au fur et à mesure que l’on monte dans la tour, permettant à chaque type d’hydrocarbure de se liquéfier afin d’être récupéré. Les plus légers sont récupérés tout en haut, et les plus lourds restent au fond de la tour.

La distillation sous vide : l’opération consiste à séparer sur le même principe que la distillation atmosphérique les produits lourds des résidus de produits moyens en les soumettant à une deuxième phase de distillation dite « sous vide ». La colonne plus petite est fermée puis dépressurisée, ce qui fait diminuer la pression. Les produits, alors plus volatils, ont une température d’ébullition plus faible permettant ainsi aux produits lourds d’être plus facilement récupérable. En haut de la colonne on récupère du gazole et à sa base du fioul lourd. Les résidus de cette distillation sous vide sont récupérés en vue de produire des lubrifiants.
2 - La transformation et l’amélioration de la qualité des coupes au sein des différentes unités de raffinage
Afin de répondre notamment à la demande importante en produits légers sophistiqués (40% de la demande totale de produits raffinés), les coupes subissent un certain nombre de transformations et d’améliorations qui s’effectuent au sein de plusieurs unités de raffinage. Les raffineries européennes ont dû s’adapter à la croissance de la demande de diesel par rapport à l’essence.
Coupes lourdes (environ 40% du pétrole brut)
• Les résidus sous vide sont transformés par viscoréduction ou « visbreaking ». Cette opération s’effectue en phase liquide entre 450°C et 500°C sous une pression entre 5 et 20 bars. Il s’agit d’un craquage thermique. Il permet d’obtenir des bitumes.
• Les distillats sont transformés par craquage catalytique. Cette opération s’effectue à haute température : 500°C, en présence d’un catalyseur (substance favorisant les réactions chimiques). Ce traitement permet d’obtenir des fuels lourds.
Coupes moyennes (environ 35% du pétrole brut)
• Le gazole léger, le gazole lourd mais aussi une partie des kérosènes sont améliorés par hydrodésulfuration. Cette opération est un traitement à l'hydrogène dont le but est de réduire la teneur en soufre de la coupe gazole.
• La coupe de kérosène issue d’un brut contenant du soufre est améliorée par hydrotraitement. En présence de l’hydrogène contenu dans l’eau, de l’hydrogène sulfuré se forme et sépare ainsi le soufre de la coupe de kérosène. Il permet d’obtenir du kérosène adouci.

Le traitement au Mérox, permet par un procédé à la soude, de rendre inoffensif le soufre des kérosènes peu sulfurés.
Coupes légères (entre 20 et 25% du pétrole brut)
• Les essences lourdes sont améliorées par le procédé de craquage catalytique permettant d’obtenir des supercarburants pour automobile (Super, Super sans plomb 95, Super sans plomb 98).
• Les essences légères, en vue d’obtenir ces mêmes supercarburants, sont améliorées par :
• isomérisation : procédé qui consiste à compenser une perte en indice d’octane due à la réduction légale de la teneur en plomb des essences;
• alkylation : procédé inverse du craquage qui conduit à l'augmentation du nombre d'atomes de carbone d'un composé organique.
• Le naphta est amélioré par hydrotraitement afin d’en extraire le soufre. Les gaz qu’il contient sont ensuite éliminés dans un « stabilisateur » puis séparés en deux fractions. Le naphta léger est stocké pour servir de mélange à la fabrication de carburants et le naphta lourd permet d’alimenter l’unité de reformage catalytique. La coupe de naphta hydrotraitée peut également être envoyée dans un vapocraqueur si elle est utilisée pour la pétrochimie.
• Les gaz combustibles vont au four de la raffinerie.
• Le propane et le butane ne nécessitent pas de transformation ou amélioration particulière.
3 - La fabrication des produits
Obtenus à l’aide de doseurs équipés de contrôleurs automatiques, de nouveaux mélanges sont ensuite effectués dans le but d’obtenir des produits finis répondant aux normes environnementales. Pour faire face à cette série d'opérations, les raffineries doivent disposer d'importants volumes de stockage, d'installations de réception des produits bruts et d'expédition des produits finis.
Par ailleurs, les raffineries produisent des lubrifiants destinés à améliorer le fonctionnement des moteurs et des machines, de l’industrie mais aussi des navires. Ces huiles et graisses sont fabriquées à partir des résidus de la distillation sous vide.
Enjeux par rapport à l'énergie
Enjeux environnementaux
Le raffinage rejette des produits polluants dans l’atmosphère dans le cadre d’une réglementation sévérisée. De plus les raffineries emploient de grandes quantités de substances potentiellement dangereuses pour l’homme et l’environnement. En France, elles sont classées selon la directive européenne Seveso, en fonction des quantités et des types de produits dangereux qu'elles utilisent. Ce classement, calculé par une somme pondérée des masses de produits présents sur un site, détermine le seuil autorisé. La pollution visuelle et auditive engendrée par le fonctionnement d’une raffinerie est également prise en compte.
Enjeux financiers et macro-économiques
Le secteur du raffinage connait actuellement dans les pays développés dont la France, des difficultés économiques aggravées par l’inadéquation entre les capacités de production (essentiellement de l’essence en France) et les besoins de consommation (accroissement de la demande de gazole). Les nouvelles raffineries sont en grande majorité construites en Asie et en Afrique, au plus près de la production pétrolière et des pays en développement. Ainsi aux coûts locaux inférieurs viennent s’ajouter d’importants gains logistiques.
Acteurs majeurs
Les procédés de raffinage et de pétrochimie sont vendus sous licence par Axens (IFP) ou UOP. Les raffineries sont construites par des Compagnies d’ingénierie comme Technip, KBR, Foster Wheeler, Lummus (CB&I), Heurtey-Petrochem etc.
Les plus grandes raffineries au monde

Raffineries dont la production est supérieure à 400 000 barils par jour en 2010, (D'après source Lefigaro.fr)
En France
Après l’annonce de la fermeture des raffineries de Dunkerque et de Reichstett, la France va compter 10 raffineries. Total, Esso, Pétroplus, Lyondell Basell et Inéos se partagent le marché du raffinage sur le territoire national. La majorité des raffineries se trouvent à proximité de zones portuaires afin de faciliter le transit avec les pétroliers.

Unités de mesure et chiffres clés
La demande mondiale en produits pétroliers est composée comme suit:
• 40 % pour les produits légers (carburants) ;
• 40 % pour les produits moyens (fioul, gazole) ;
• 20 % pour les produits lourds.
En 2011, les capacités de raffinage dans le monde étaient de 93 millions de barils par jour.
Zone de présence ou d'application
Développement géographique des capacités de raffinage

Raffinage, capacités de production
Répartition mondiale des capacités de raffinage en 2011 par zone géographique:
• Asie & Pacifique : 31,3% (29,1 millions de barils traités / jour)
• Afrique : 3,6% (3,3 millions de barils / j)
• Moyen-Orient : 8,6% (8 millions de barils / j)
• Europe & Eurasie : 26,4% (24,6 millions de barils / j)
• Amérique du Sud & centrale : 7,1% (6,6 millions de barils / j)
• Amérique du Nord : 23% (21,4 millions de barils / j)
Passé et présent
1910 : la première unité de distillation continue de pétrole brut est construite par la société américaine Power Specialty Company.
Années 1960 : le rôle principal d’une raffinerie consiste à fractionner le brut en coupes essences, gazoles et fioul lourd. Puisqu’aucun procédé intermédiaire complexe n’est utilisé, ce raffinage ne consomme que peu d’énergie.
Années 1980 et 1990 : en raison d’une forte surcapacité de raffinage dans le monde durant les années 80, les capacités de distillation subissent d’importantes réductions aux Etats-Unis et en Europe. Le but est d’augmenter le taux d’utilisation (rapport entre la quantité du brut traitée et la capacité de distillation). Ce taux passe alors en moyenne de 70 à 80%.
Années 2000 : les hydrocarbures exploités sont plus lourds et nécessitent davantage de transformations pour obtenir les produits légers et moyens qui sont demandés en majorité (80%). Les unités de raffinage évoluent pour permettre ces conversions dites profondes.
Futur
Des procédés de raffinage appelés à évoluer
Le secteur du raffinage pétrolier est soumis à plusieurs contraintes qui obligent les exploitants à modifier leurs orientations de production. Les exigences de qualité pour les produits finis sont de plus en plus fortes.
Les types de pétrole brut exploités s’élargissent y compris vers des pétroles lourds et des pétroles non conventionnels (ex : sables bitumineux, schistes bitumineux).
Les pressions économiques poussent à une valorisation maximum de chaque baril à un coût notamment énergétique plus bas.
Des normes contraignantes obligeant le secteur à s’adapter régulièrement
Au cœur des préoccupations environnementales, l’industrie du raffinage est contrainte de s’adapter régulièrement à des normes émanant d’institutions comme la Commission européenne ou l’EPA (Environnemental Protection Agency) :
• L’EPA souhaite réduire les émissions de gaz à effet de serre en introduisant un quota de biocarburants. L’éthanol devrait constituer en 2020 16% de la demande en essence.
• L’Union européenne impose aux raffineries, notamment à l’aide d’un système de quotas de CO2, de réduire les émissions de gaz à effet de serre et polluants (Souffre, NOx, CO2).

Référence :
euro-petrole.com
connaissancedesenergies.org