Profil général

Le raffinage du pétrole commence par la distillation, ou le fractionnement, des pétroles bruts en groupes d'hydrocarbures séparés. Les produits qui en résultent sont directement liés aux caractéristiques du pétrole brut traité. La plupart de ces produits de distillation sont ensuite convertis en produits plus utilisables en modifiant leurs structures physiques et moléculaires par le craquage, le reformage et d'autres processus de conversion. Ces produits sont ensuite soumis à divers procédés de traitement et de séparation, tels que l'extraction, l'hydrotraitement et l'adoucissement, afin de produire des produits finis. Alors que les raffineries les plus simples se limitent généralement à la distillation atmosphérique et sous vide, les raffineries intégrées intègrent le fractionnement, la conversion, le traitement et le mélange avec la fabrication de lubrifiants, de fiouls lourds et d'asphalte ; ils peuvent également inclure le traitement pétrochimique.

La première raffinerie, ouverte en 1861, produisait du kérosène par simple distillation atmosphérique. Ses sous-produits comprenaient du goudron et du naphta. On a rapidement découvert que des huiles lubrifiantes de haute qualité pouvaient être produites en distillant du pétrole sous vide. Cependant, pendant les 30 années suivantes, le kérosène était le produit le plus recherché par les consommateurs. Les deux événements les plus significatifs qui ont changé cette situation sont :

• l'invention de la lumière électrique, qui a diminué la demande de kérosène
• l'invention du moteur à combustion interne, qui a créé une demande de carburant diesel et d'essence (naphta).

 

Avec l'avènement de la production de masse et la Première Guerre mondiale, le nombre de véhicules à essence a augmenté de façon spectaculaire et la demande d'essence a augmenté en conséquence. Cependant, seule une certaine quantité d'essence pouvait être obtenue à partir de pétrole brut par des procédés de distillation atmosphérique et sous vide. Le premier procédé de craquage thermique a été développé en 1913. Le craquage thermique a soumis les combustibles lourds à la fois à une pression et à une chaleur intense, brisant physiquement leurs grosses molécules en plus petites, produisant de l'essence et des distillats supplémentaires. Une forme sophistiquée de craquage thermique, la viscoréduction, a été développée à la fin des années 1930 pour produire des produits plus désirables et plus précieux.

Au fur et à mesure que les moteurs à essence à compression plus élevée ont été développés, il y avait une demande pour une essence à indice d'octane plus élevé avec de meilleures caractéristiques antidétonantes. L'introduction des procédés de craquage catalytique et de polymérisation du milieu à la fin des années 1930 a répondu à cette demande en fournissant de meilleurs rendements en essence et des indices d'octane plus élevés. L'alkylation, un autre processus catalytique, a été développé au début des années 1940 pour produire plus d'essence d'aviation à indice d'octane élevé et de matières premières pétrochimiques, les matières premières, pour les explosifs et le caoutchouc synthétique. Par la suite, l'isomérisation catalytique a été développée pour convertir les hydrocarbures afin de produire des quantités accrues de charges d'alkylation.

Après la Seconde Guerre mondiale, divers processus de reformage ont été introduits, améliorant la qualité et le rendement de l'essence et produisant des produits de meilleure qualité. Certaines d'entre elles impliquaient l'utilisation de catalyseurs et/ou d'hydrogène pour modifier les molécules et éliminer le soufre. Des catalyseurs améliorés et des méthodes de traitement telles que l'hydrocraquage et le reformage ont été développés tout au long des années 1960 pour augmenter les rendements en essence et améliorer les caractéristiques antidétonantes. Ces procédés catalytiques ont également produit des molécules à double liaison (alcènes), à la base de l'industrie pétrochimique moderne.

Le nombre et les types de procédés différents utilisés dans les raffineries modernes dépendent principalement de la nature de la matière première brute et des besoins en produits finis. Les processus sont également affectés par des facteurs économiques, notamment les coûts du pétrole brut, la valeur des produits, la disponibilité des services publics et le transport. La chronologie de l'introduction des différents procédés est donnée dans le tableau 1.

Tableau 1. Résumé de l'historique de la transformation du raffinage

 

Processus et opérations de raffinage de base

Les processus et les opérations de raffinage du pétrole peuvent être classés dans les domaines de base suivants : séparation, conversion, traitement, formulation et mélange, opérations de raffinage auxiliaires et opérations de raffinage hors processus. Voir la figure 1 pour un organigramme simplifié.

Figure 1. Diagramme de processus de raffinerie

Séparation. Le pétrole brut est séparé physiquement par fractionnement dans des tours de distillation atmosphérique et sous vide, en groupes de molécules d'hydrocarbures avec différentes gammes de point d'ébullition, appelées « fractions » ou « coupes ».

Conversion. Les processus de conversion utilisés pour modifier la taille et/ou la structure des molécules d'hydrocarbures comprennent :

• décomposition (division) par hydrocraquage, craquage thermique et catalytique, cokéfaction et viscoréduction
• unification (combinaison) par alkylation et polymérisation
• altération (réarrangement) avec isomérisation et reformage catalytique
• traitement.

 

Depuis le début du raffinage, diverses méthodes de traitement ont été utilisées pour éliminer les non-hydrocarbures, les impuretés et autres constituants qui nuisent aux propriétés de performance des produits finis ou réduisent l'efficacité des processus de conversion. Le traitement implique à la fois des réactions chimiques et une séparation physique, comme la dissolution, l'absorption ou la précipitation, en utilisant une variété et une combinaison de procédés. Les méthodes de traitement comprennent l'élimination ou la séparation des aromatiques et des naphtènes, ainsi que l'élimination des impuretés et des contaminants indésirables. Les composés édulcorants et les acides sont utilisés pour désulfurer le pétrole brut avant le traitement et pour traiter les produits pendant et après le traitement. D'autres méthodes de traitement comprennent le dessalage du brut, l'adoucissement chimique, le traitement à l'acide, la mise en contact avec l'argile, l'hydrodésulfuration, le raffinage au solvant, le lavage caustique, l'hydrotraitement, le séchage, l'extraction au solvant et le déparaffinage au solvant.

Formulation et mélange est le processus de mélange et de combinaison de fractions d'hydrocarbures, d'additifs et d'autres composants pour produire des produits finis avec des propriétés de performance spécifiques souhaitées.

Opérations auxiliaires de raffinage. D'autres opérations de raffinage qui sont nécessaires pour soutenir le traitement des hydrocarbures comprennent la récupération des fractions légères ; décapage à l'eau acide; traitement et refroidissement des déchets solides, des eaux usées et des eaux de procédé; production d'hydrogène; récupération de soufre; et le traitement des acides et des gaz résiduaires. D'autres fonctions de processus fournissent des catalyseurs, des réactifs, de la vapeur, de l'air, de l'azote, de l'oxygène, de l'hydrogène et des gaz combustibles.

Installations hors processus de raffinerie. Toutes les raffineries disposent d'une multitude d'installations, de fonctions, d'équipements et de systèmes qui prennent en charge les opérations de traitement des hydrocarbures. Les opérations de soutien typiques sont la production de chaleur et d'électricité ; mouvement des produits ; réservoir de stockage ; Frais de port et de manutention; fusées éclairantes et systèmes de secours; fours et appareils de chauffage; alarmes et capteurs; et l'échantillonnage, les essais et l'inspection. Les installations et systèmes hors processus comprennent les systèmes de lutte contre les incendies, d'eau et de protection, les contrôles du bruit et de la pollution, les laboratoires, les salles de contrôle, les entrepôts, les installations de maintenance et administratives.

Principaux produits du raffinage du pétrole brut

Le raffinage du pétrole a évolué en permanence en réponse à l'évolution de la demande des consommateurs pour des produits meilleurs et différents. L'exigence initiale du processus était de produire du kérosène en tant que source de carburant moins chère et meilleure pour l'éclairage que l'huile de baleine. Le développement du moteur à combustion interne a conduit à la production de benzène, d'essence et de carburants diesel. L'évolution de l'avion a créé un besoin d'essence d'aviation à indice d'octane élevé et de carburéacteur, qui est une forme sophistiquée du produit de raffinerie d'origine, le kérosène. Les raffineries d'aujourd'hui produisent une variété de produits, dont beaucoup sont utilisés comme matières premières pour les procédés de craquage et la fabrication de lubrifiants, ainsi que pour l'industrie pétrochimique. Ces produits peuvent être largement classés en carburants, matières premières pétrochimiques, solvants, huiles de traitement, lubrifiants et produits spéciaux tels que la cire, l'asphalte et le coke. (Voir tableau 2.)

Tableau 2. Principaux produits du raffinage du pétrole brut

Le dioxyde de soufre

Les gaz de combustion provenant de la combustion de combustibles à haute teneur en soufre contiennent généralement des niveaux élevés de dioxyde de soufre, qui est généralement éliminé par épuration à l'eau.

Caustique

Des caustiques sont ajoutés à l'eau de dessalement pour neutraliser les acides et réduire la corrosion. Des caustiques sont également ajoutés au brut dessalé afin de réduire la quantité de chlorures corrosifs dans les têtes de tour. Ils sont utilisés dans les processus de traitement des raffineries pour éliminer les contaminants des flux d'hydrocarbures.

Oxydes d'azote et monoxyde de carbone

Les gaz de combustion contiennent jusqu'à 200 ppm d'oxyde nitrique, qui réagit lentement avec l'oxygène pour former du dioxyde d'azote. L'oxyde nitrique n'est pas éliminé par épuration à l'eau et le dioxyde d'azote peut se dissoudre dans l'eau pour former de l'acide nitreux et nitrique. Les gaz de combustion ne contiennent normalement qu'une faible quantité de monoxyde de carbone, sauf si la combustion est anormale.

Sulfure d'hydrogène

Le sulfure d'hydrogène se trouve naturellement dans la plupart des pétroles bruts et se forme également lors du traitement par la décomposition de composés soufrés instables. Le sulfure d'hydrogène est un gaz extrêmement toxique, incolore, inflammable, plus lourd que l'air et soluble dans l'eau. Il a une odeur d'œuf pourri qui est perceptible à des concentrations bien inférieures à sa très faible limite d'exposition. On ne peut pas compter sur cette odeur pour fournir un avertissement adéquat car les sens sont presque immédiatement désensibilisés lors de l'exposition. Des détecteurs spéciaux sont nécessaires pour alerter les travailleurs de la présence de sulfure d'hydrogène, et une protection respiratoire appropriée doit être utilisée en présence du gaz. L'exposition à de faibles niveaux de sulfure d'hydrogène provoque des irritations, des étourdissements et des maux de tête, tandis qu'une exposition à des niveaux dépassant les limites prescrites provoque une dépression du système nerveux et éventuellement la mort.

Eau acide

L'eau acide est une eau de procédé qui contient du sulfure d'hydrogène, de l'ammoniac, des phénols, des hydrocarbures et des composés soufrés de faible poids moléculaire. L'eau acide est produite par entraînement à la vapeur des fractions d'hydrocarbures pendant la distillation, la régénération du catalyseur ou l'entraînement à la vapeur du sulfure d'hydrogène pendant l'hydrotraitement et l'hydrofinition. L'eau acide est également générée par l'ajout d'eau aux processus d'absorption du sulfure d'hydrogène et de l'ammoniac.

Acide sulfurique et acide fluorhydrique

L'acide sulfurique et l'acide fluorhydrique sont utilisés comme catalyseurs dans les procédés d'alkylation. L'acide sulfurique est également utilisé dans certains procédés de traitement.

Catalyseurs solides

Un certain nombre de catalyseurs solides différents sous de nombreuses formes et formes, des pastilles aux perles granulaires en passant par les poussières, constitués de divers matériaux et ayant diverses compositions, sont utilisés dans les procédés de raffinage. Les catalyseurs en pastilles extrudées sont utilisés dans les unités à lit mobile et fixe, tandis que les procédés à lit fluidisé utilisent des catalyseurs à particules fines et sphériques. Les catalyseurs utilisés dans les procédés d'élimination du soufre sont imprégnés de cobalt, de nickel ou de molybdène. Les unités de craquage utilisent des catalyseurs à fonction acide, tels que l'argile naturelle, la silice alumine et les zéolithes synthétiques. Les catalyseurs à fonction acide imprégnés de platine ou d'autres métaux nobles sont utilisés dans l'isomérisation et le reformage. Les catalyseurs usagés nécessitent une manipulation et une protection spéciales contre les expositions, car ils peuvent contenir des métaux, des huiles aromatiques, des composés aromatiques polycycliques cancérigènes ou d'autres matières dangereuses, et peuvent également être pyrophoriques.

Combustibles

Les principaux produits combustibles sont le gaz de pétrole liquéfié, l'essence, le kérosène, le carburéacteur, le carburant diesel et le mazout de chauffage et les mazouts résiduels.

Gaz de pétrole liquéfié (GPL), qui se compose de mélanges d'hydrocarbures paraffiniques et oléfiniques tels que le propane et le butane, est produit pour être utilisé comme carburant, et est stocké et manipulé sous forme liquide sous pression. Le GPL a des points d'ébullition allant d'environ –74 °C à
38 °C, est incolore et les vapeurs sont plus lourdes que l'air et extrêmement inflammables. Les qualités importantes du point de vue de la santé et de la sécurité au travail des GPL sont la pression de vapeur et le contrôle des contaminants.

Essence. Le produit de raffinage le plus important est l'essence à moteur, un mélange de fractions d'hydrocarbures à point d'ébullition relativement bas, y compris le reformat, l'alkylat, le naphta aliphatique (naphta léger de distillation directe), le naphta aromatique (naphta de craquage thermique et catalytique) et les additifs. Les stocks de mélange d'essence ont des points d'ébullition allant de la température ambiante à environ 204 ° C et un point d'éclair inférieur à -40 ° C. Les qualités critiques de l'essence sont l'indice d'octane (antidétonant), la volatilité (démarrage et bouchon de vapeur) et la pression de vapeur (contrôle environnemental). Les additifs sont utilisés pour améliorer les performances de l'essence et fournir une protection contre l'oxydation et la formation de rouille. L'essence d'aviation est un produit à indice d'octane élevé, spécialement mélangé pour bien fonctionner à haute altitude.

Le plomb tétraéthyle (TEL) et le plomb tétraméthyle (TML) sont des additifs pour essence qui améliorent les indices d'octane et les performances antidétonantes. Dans un effort pour réduire le plomb dans les émissions d'échappement des automobiles, ces additifs ne sont plus d'usage courant, sauf dans l'essence d'aviation.

L'éther éthyltertiobutylique (ETBE), l'éther méthyltertiobutylique (MTBE), l'éther tertioamylméthylique (TAME) et d'autres composés oxygénés sont utilisés à la place du TEL et du TML pour améliorer les performances antidétonantes de l'essence sans plomb et réduire les émissions de monoxyde de carbone.

Carburéacteur et kérosène. Le kérosène est un mélange de paraffines et de naphtènes contenant généralement moins de 20 % d'aromatiques. Il a un point d'éclair supérieur à 38 °C et une plage d'ébullition de 160 °C à 288 °C, et est utilisé pour l'éclairage, le chauffage, les solvants et le mélange dans le carburant diesel. Le carburéacteur est un produit de kérosène distillé moyen dont les qualités essentielles sont le point de congélation, le point d'éclair et le point de fumée. Le carburéacteur commercial a une plage d'ébullition d'environ 191 ° C à 274 ° C et le carburéacteur militaire de 55 ° C à 288 ° C.

Combustibles distillés. Les carburants diesel et les huiles de chauffage domestiques sont des mélanges de couleur claire de paraffines, de naphtènes et d'aromatiques et peuvent contenir des quantités modérées d'oléfines. Les carburants distillés ont des points d'éclair supérieurs à 60 ° C et des plages d'ébullition d'environ 163 ° C à 371 ° C, et sont souvent hydrodésulfurés pour une stabilité améliorée. Les carburants distillés sont combustibles et lorsqu'ils sont chauffés, ils peuvent émettre des vapeurs qui peuvent former des mélanges inflammables avec l'air. Les qualités souhaitables requises pour les carburants distillés comprennent des points d'éclair et d'écoulement contrôlés, une combustion propre, aucune formation de dépôt dans les réservoirs de stockage et un indice de cétane de carburant diesel approprié pour un bon démarrage et une bonne combustion.

Combustibles résiduels. De nombreux navires et installations commerciales et industrielles utilisent des combustibles résiduels ou des combinaisons de combustibles résiduels et de distillats pour l'électricité, la chaleur et le traitement. Les combustibles résiduels sont des mélanges liquides très visqueux de couleur foncée de grosses molécules d'hydrocarbures, avec des points d'éclair supérieurs à 121 °C et des points d'ébullition élevés. Les spécifications critiques pour les combustibles résiduels sont la viscosité et la faible teneur en soufre (pour le contrôle environnemental).

Considérations relatives à la santé et à la sécurité

Le principal danger pour la sécurité du GPL et de l'essence est le feu. La volatilité élevée et la haute inflammabilité des produits à point d'ébullition inférieur permettent aux vapeurs de s'évaporer facilement dans l'air et de former des mélanges inflammables qui peuvent facilement s'enflammer. Il s'agit d'un danger reconnu qui nécessite des précautions spécifiques de stockage, de confinement et de manipulation, ainsi que des mesures de sécurité pour s'assurer que les dégagements de vapeurs et les sources d'inflammation sont contrôlés afin qu'aucun incendie ne se produise. Les carburants moins volatils, tels que le kérosène et le carburant diesel, doivent être manipulés avec précaution pour éviter les déversements et une éventuelle inflammation, car leurs vapeurs sont également combustibles lorsqu'elles sont mélangées à l'air dans la plage d'inflammabilité. Lorsque vous travaillez dans des atmosphères contenant des vapeurs de carburant, les concentrations de vapeurs de produits hautement volatils et inflammables dans l'air sont souvent limitées à 10 % au maximum des limites inférieures d'inflammabilité (LIE) et les concentrations de vapeurs de produits moins volatils et combustibles à 20 % maximum. % LIE, selon les règlements applicables de l'entreprise et du gouvernement, afin de réduire le risque d'inflammation.

Bien que les niveaux de vapeur d'essence dans les mélanges d'air soient généralement maintenus en dessous de 10 % de la LIE pour des raisons de sécurité, cette concentration est considérablement supérieure aux limites d'exposition à respecter pour des raisons de santé. Lorsqu'elles sont inhalées, de petites quantités de vapeur d'essence dans l'air, bien en dessous de la limite inférieure d'inflammabilité, peuvent provoquer une irritation, des maux de tête et des étourdissements, tandis que l'inhalation de concentrations plus importantes peut entraîner une perte de conscience et éventuellement la mort. Des effets à long terme sur la santé peuvent également être possibles. L'essence contient du benzène, par exemple, un cancérogène connu avec des limites d'exposition admissibles de seulement quelques parties par million. Par conséquent, même travailler dans des atmosphères de vapeur d'essence à des niveaux inférieurs à 10 % LIE nécessite des précautions d'hygiène industrielle appropriées, telles qu'une protection respiratoire ou une ventilation par aspiration locale.

Dans le passé, de nombreuses essences contenaient des additifs antidétonants au plomb tétraéthyle ou tétraméthylalkyle, qui sont toxiques et présentent de sérieux risques d'absorption du plomb par contact avec la peau ou par inhalation. Les réservoirs ou récipients qui ont contenu de l'essence au plomb à tout moment pendant leur utilisation doivent être ventilés, nettoyés à fond, testés avec un dispositif de test spécial "plomb dans l'air" et certifiés sans plomb pour s'assurer que les travailleurs peuvent entrer sans utiliser eux-mêmes. équipement d'air respirable confiné ou fourni, même si les niveaux d'oxygène sont normaux et que les réservoirs contiennent maintenant de l'essence sans plomb ou d'autres produits.

Les fractions pétrolières gazeuses et les produits pétroliers les plus volatils ont un léger effet anesthésique, généralement en rapport inverse avec le poids moléculaire. Les combustibles liquides à point d'ébullition inférieur, tels que l'essence et le kérosène, produisent une pneumonite chimique grave en cas d'inhalation et ne doivent pas être siphonnés par la bouche ou ingérés accidentellement. Des gaz et des vapeurs peuvent également être présents à des concentrations suffisamment élevées pour déplacer l'oxygène (dans l'air) en dessous des niveaux respiratoires normaux. Le maintien des concentrations de vapeur en dessous des limites d'exposition et des niveaux d'oxygène dans les plages de respiration normales est généralement réalisé par purge ou ventilation.

Les distillats de craquage contiennent de petites quantités d'hydrocarbures aromatiques polycycliques cancérigènes (HAP); par conséquent, l'exposition doit être limitée. Une dermatite peut également se développer à la suite d'une exposition à l'essence, au kérosène et aux carburants distillés, car ils ont tendance à dégraisser la peau. La prévention est réalisée par l'utilisation d'équipements de protection individuelle, de crèmes barrières ou de contacts réduits et de bonnes pratiques d'hygiène, telles que le lavage à l'eau tiède et au savon au lieu de se laver les mains avec de l'essence, du kérosène ou des solvants. Certaines personnes ont une sensibilité cutanée aux colorants utilisés pour colorer l'essence et d'autres produits distillés.

Les fiouls résiduels contiennent des traces de métaux et peuvent avoir entraîné du sulfure d'hydrogène, qui est extrêmement toxique. Les combustibles résiduels qui ont des stocks élevés de craquage bouillant au-dessus de 370 °C contiennent des HAP cancérigènes. L'exposition répétée aux carburants résiduels sans protection individuelle appropriée doit être évitée, en particulier lors de l'ouverture des réservoirs et des récipients, car du sulfure d'hydrogène gazeux peut être émis.

Matières premières pétrochimiques

De nombreux produits dérivés du raffinage du pétrole brut, tels que l'éthylène, le propylène et le butadiène, sont des hydrocarbures oléfiniques dérivés des processus de craquage de raffinerie et sont destinés à être utilisés dans l'industrie pétrochimique comme matières premières pour la production de plastiques, d'ammoniac, de caoutchouc synthétique, de glycol et de bientôt.

Solvants pétroliers

Une variété de composés purs, y compris le benzène, le toluène, le xylène, l'hexane et l'heptane, dont les points d'ébullition et la composition en hydrocarbures sont étroitement contrôlés, sont produits pour être utilisés comme solvants. Les solvants peuvent être classés comme aromatiques ou non aromatiques, selon leur composition. Leur utilisation comme diluants de peinture, liquides de nettoyage à sec, dégraissants, solvants industriels et pesticides, etc., est généralement déterminée par leurs points d'éclair, qui varient de bien en dessous de –18 °C à plus de 60 °C.

Les dangers associés aux solvants sont similaires à ceux des carburants en ce sens que les solvants à point d'éclair inférieur sont inflammables et que leurs vapeurs, lorsqu'elles sont mélangées à l'air dans la plage d'inflammabilité, sont inflammables. Les solvants aromatiques auront généralement plus de toxicité que les solvants non aromatiques.

Huiles de process

Les huiles de traitement comprennent la plage d'ébullition élevée, les courants de distillation atmosphérique ou sous vide de distillation directe et celles qui sont produites par craquage catalytique ou thermique. Ces mélanges complexes, qui contiennent de grosses molécules d'hydrocarbures paraffiniques, naphténiques et aromatiques de plus de 15 atomes de carbone, sont utilisés comme charges pour le craquage ou la fabrication de lubrifiants. Les huiles de procédé ont des viscosités assez élevées, des points d'ébullition allant de 260 °C à 538 °C et des points d'éclair supérieurs à 121 °C.

Les huiles de procédé sont irritantes pour la peau et contiennent de fortes concentrations de HAP ainsi que des composés soufrés, azotés et oxygénés. L'inhalation de vapeurs et de brouillards doit être évitée et l'exposition cutanée doit être contrôlée par l'utilisation d'une protection individuelle et de bonnes pratiques d'hygiène.

Lubrifiants et graisses

Les huiles de base lubrifiantes sont produites par des procédés de raffinage spéciaux pour répondre aux exigences spécifiques des consommateurs. Les huiles de base lubrifiantes sont des mélanges d'huiles paraffiniques, naphténiques et aromatiques de couleur claire à moyenne, peu volatils et de viscosité moyenne à élevée, avec des plages d'ébullition de 371 °C à 538 °C. Des additifs, tels que des désémulsifiants, des antioxydants et des améliorants de viscosité, sont mélangés aux huiles de base lubrifiantes pour fournir les caractéristiques requises pour les huiles moteur, les huiles hydrauliques et de turbine, les graisses industrielles, les lubrifiants, les huiles pour engrenages et les huiles de coupe. La qualité la plus critique pour le stock de base d'huile lubrifiante est un indice de viscosité élevé, permettant moins de changement de viscosité sous des températures variables. Cette caractéristique peut être présente dans la charge de pétrole brut ou obtenue grâce à l'utilisation d'additifs améliorant l'indice de viscosité. Des détergents sont ajoutés pour maintenir en suspension toute boue formée lors de l'utilisation de l'huile.

Les graisses sont des mélanges d'huiles lubrifiantes et de savons métalliques, avec l'ajout de matériaux spéciaux tels que l'amiante, le graphite, le molybdène, les silicones et le talc pour fournir une isolation ou un pouvoir lubrifiant. Les huiles de coupe et de traitement des métaux sont des huiles lubrifiantes avec des additifs spéciaux tels que des additifs de chlore, de soufre et d'acides gras qui réagissent à la chaleur pour assurer la lubrification et la protection des outils de coupe. Des émulsifiants et des agents antibactériens sont ajoutés aux huiles de coupe solubles dans l'eau.

Bien que les huiles lubrifiantes en elles-mêmes ne soient pas irritantes et aient peu de toxicité, des dangers peuvent être présentés par les additifs. Les utilisateurs doivent consulter les données de sécurité des matériaux du fournisseur pour déterminer les dangers d'additifs, de lubrifiants, d'huiles de coupe et de graisses spécifiques. Le principal danger des lubrifiants est la dermatite, qui peut généralement être maîtrisée par l'utilisation d'équipements de protection individuelle et de bonnes pratiques d'hygiène. À l'occasion, les travailleurs peuvent développer une sensibilité aux huiles de coupe ou aux lubrifiants, ce qui nécessitera une réaffectation à un poste sans contact. Il existe certaines préoccupations concernant l'exposition cancérigène aux brouillards d'huiles de coupe et de broche légères à base de naphténiques, qui peuvent être contrôlées par substitution, contrôles techniques ou protection individuelle. Les risques d'exposition à la graisse sont similaires à ceux de l'huile de lubrification, avec en plus tous les risques présentés par les matières grasses ou les additifs. La plupart de ces dangers sont traités ailleurs dans ce Encyclopédie.

Produits speciaux

Cire est utilisé pour protéger les produits alimentaires; dans les revêtements ; comme ingrédient dans d'autres produits tels que les cosmétiques et le cirage à chaussures et pour les bougies.

Soufre est produit à la suite du raffinage du pétrole. Il est stocké soit sous forme de liquide chauffé et fondu dans des réservoirs fermés, soit sous forme solide dans des conteneurs ou à l'extérieur.

Coca est du carbone presque pur, avec une variété d'utilisations allant des électrodes aux briquettes de charbon de bois, en fonction de ses caractéristiques physiques, qui résultent du processus de cokéfaction.

Asphalte, qui est principalement utilisé pour le pavage des routes et les matériaux de couverture, doit être inerte à la plupart des produits chimiques et des conditions météorologiques.

Les cires et les asphaltes sont solides à température ambiante et des températures plus élevées sont nécessaires pour le stockage, la manipulation et le transport, avec le risque de brûlure qui en résulte. La cire de pétrole est tellement raffinée qu'elle ne présente généralement aucun danger. Le contact de la peau avec de la cire peut entraîner le colmatage des pores, ce qui peut être contrôlé par des pratiques d'hygiène appropriées. L'exposition au sulfure d'hydrogène lorsque les réservoirs d'asphalte et de soufre fondu sont ouverts peut être contrôlée par l'utilisation de contrôles techniques appropriés ou d'une protection respiratoire. Le soufre est également facilement inflammable à des températures élevées. L'asphalte est discuté ailleurs dans le Encyclopédie.

Procédés de raffinage du pétrole

Le raffinage des hydrocarbures est l'utilisation de produits chimiques, de catalyseurs, de chaleur et de pression pour séparer et combiner les types de base de molécules d'hydrocarbures naturellement présentes dans le pétrole brut en groupes de molécules similaires. Le processus de raffinage réorganise également les structures et les schémas de liaison des molécules de base en molécules et composés d'hydrocarbures différents et plus souhaitables. Le type d'hydrocarbure (paraffinique, naphténique ou aromatique) plutôt que les composés chimiques spécifiques présents, est le facteur le plus important dans le processus de raffinage.

Dans toute la raffinerie, des procédures d'exploitation, des pratiques de travail sécuritaires et l'utilisation de vêtements et d'équipements de protection individuelle appropriés, y compris une protection respiratoire approuvée, sont nécessaires pour les expositions au feu, aux produits chimiques, aux particules, à la chaleur et au bruit et pendant les opérations de traitement, l'échantillonnage, l'inspection, la rotation et activités d'entretien. Comme la plupart des processus de raffinage sont continus et que les flux de processus sont contenus dans des cuves et des tuyauteries fermées, le potentiel d'exposition est limité. Cependant, le potentiel d'incendie existe car même si les opérations de raffinage sont des processus fermés, si une fuite ou un rejet de liquide, de vapeur ou de gaz d'hydrocarbures se produit, les réchauffeurs, les fours et les échangeurs de chaleur dans les unités de traitement sont des sources d'inflammation.

Prétraitement du pétrole brut

Dessalage

Le pétrole brut contient souvent de l'eau, des sels inorganiques, des solides en suspension et des métaux traces solubles dans l'eau. La première étape du processus de raffinage consiste à éliminer ces contaminants par dessalage (déshydratation) afin de réduire la corrosion, le colmatage et l'encrassement des équipements et d'empêcher l'empoisonnement des catalyseurs dans les unités de traitement. Le dessalage chimique, la séparation électrostatique et le filtrage sont trois méthodes typiques de dessalement du pétrole brut. Dans le dessalement chimique, de l'eau et des tensioactifs chimiques (désémulsifiants) sont ajoutés au pétrole brut, chauffés de manière à ce que les sels et autres impuretés se dissolvent dans l'eau ou s'y fixent, puis sont conservés dans un réservoir où ils se déposent. Le dessalage électrique applique des charges électrostatiques à haute tension afin de concentrer les globules d'eau en suspension dans la partie inférieure du décanteur. Les tensioactifs ne sont ajoutés que lorsque le pétrole brut contient une grande quantité de solides en suspension. Un troisième processus, moins courant, consiste à filtrer le pétrole brut chauffé en utilisant de la terre de diatomées comme milieu de filtration.

Dans le dessalage chimique et électrostatique, la matière première brute est chauffée entre 66 °C et 177 °C, pour réduire la viscosité et la tension superficielle afin de faciliter le mélange et la séparation de l'eau. La température est limitée par la pression de vapeur de la charge de pétrole brut. Les deux méthodes de dessalage sont continues. De la soude caustique ou de l'acide peut être ajouté pour ajuster le pH du lavage à l'eau, et de l'ammoniac peut être ajouté pour réduire la corrosion. Les eaux usées, ainsi que les contaminants, sont évacués du fond du bassin de décantation vers l'installation de traitement des eaux usées. Le pétrole brut dessalé est soutiré en continu au sommet des décanteurs et envoyé dans une tour de distillation atmosphérique du brut (fractionnement). (Voir figure 2.)

Figure 2. Processus de dessalement (prétraitement)

Un dessalage inadéquat provoque l'encrassement des tubes chauffants et des échangeurs de chaleur dans toutes les unités de traitement de la raffinerie, limitant le flux de produit et le transfert de chaleur, et entraînant des pannes dues à des pressions et des températures accrues. Une surpression de l'unité de dessalage entraînera une panne.

La corrosion, qui se produit en raison de la présence de sulfure d'hydrogène, de chlorure d'hydrogène, d'acides naphténiques (organiques) et d'autres contaminants dans le pétrole brut, provoque également une défaillance de l'équipement. La corrosion se produit lorsque des sels neutralisés (chlorures et sulfures d'ammonium) sont humidifiés par de l'eau condensée. Étant donné que le dessalage est un processus fermé, il y a peu de risque d'exposition au pétrole brut ou aux produits chimiques de traitement, à moins qu'une fuite ou un rejet ne se produise. Un incendie peut survenir à la suite d'une fuite dans les réchauffeurs, ce qui permet une libération de composants à bas point d'ébullition du pétrole brut.

Il existe un risque d'exposition à l'ammoniac, aux désémulsifiants chimiques secs, aux caustiques et/ou aux acides pendant le dessalage. Lorsque des températures de fonctionnement élevées sont utilisées lors du dessalage de pétroles bruts acides, du sulfure d'hydrogène sera présent. Selon la matière première brute et les produits chimiques de traitement utilisés, les eaux usées contiendront des quantités variables de chlorures, de sulfures, de bicarbonates, d'ammoniac, d'hydrocarbures, de phénol et de solides en suspension. Si la terre de diatomées est utilisée dans la filtration, les expositions doivent être minimisées ou contrôlées car la terre de diatomées peut contenir de la silice avec une taille de particules très fine, ce qui en fait un danger respiratoire potentiel.

Procédés de séparation du pétrole brut

La première étape du raffinage du pétrole est le fractionnement du pétrole brut dans des tours de distillation atmosphérique et sous vide. Le pétrole brut chauffé est séparé physiquement en diverses fractions, ou coupes de distillation directe, différenciées par des plages de points d'ébullition spécifiques et classées, par ordre de volatilité décroissante, en gaz, distillats légers, distillats moyens, gazoles et résidus. Le fractionnement fonctionne parce que la gradation de température du bas vers le haut de la tour de distillation provoque la condensation des composants à point d'ébullition supérieur en premier, tandis que les fractions à point d'ébullition inférieur montent plus haut dans la tour avant de se condenser. Dans la tour, les vapeurs montantes et les liquides descendants (reflux) se mélangent à des niveaux où ils ont des compositions en équilibre les uns avec les autres. Des bacs spéciaux sont situés à ces niveaux (ou étages) qui prélèvent une fraction du liquide qui se condense à chaque niveau. Dans une unité de brut typique à deux étages, la tour atmosphérique, produisant des fractions légères et du distillat, est immédiatement suivie d'une tour sous vide qui traite les résidus atmosphériques. Après distillation, seuls quelques hydrocarbures peuvent être utilisés comme produits finis sans autre transformation.

Distillation atmosphérique

Dans les tours de distillation atmosphérique, la charge brute dessalée est préchauffée à l'aide de la chaleur de procédé récupérée. Il s'écoule ensuite vers un réchauffeur de charge brute à chauffage direct, où il est introduit dans la colonne de distillation verticale juste au-dessus du fond à des pressions légèrement supérieures à l'atmosphère et à des températures de 343 ° C à 371 ° C, pour éviter un craquage thermique indésirable à des températures plus élevées. . Les fractions plus légères (point d'ébullition inférieur) se diffusent dans la partie supérieure de la tour, et sont continuellement aspirées et dirigées vers d'autres unités pour un traitement, un traitement, un mélange et une distribution ultérieurs.

Les fractions ayant les points d'ébullition les plus bas, telles que le gaz combustible et le naphta léger, sont évacuées du haut de la tour par une ligne aérienne sous forme de vapeurs. Le naphta, ou essence de distillation directe, est extrait de la partie supérieure de la tour sous forme de courant de tête. Ces produits sont utilisés comme matières premières pour la pétrochimie et les reformeurs, les mélanges d'essence, les solvants et les GPL.

Les fractions à plage d'ébullition intermédiaire, y compris le gazole, le naphta lourd et les distillats, sont retirées de la section médiane de la tour en tant que courants latéraux. Ceux-ci sont envoyés aux opérations de finition pour être utilisés comme kérosène, carburant diesel, mazout, carburéacteur, charge d'alimentation de craqueur catalytique et charges de mélange. Certaines de ces fractions liquides sont débarrassées de leurs fractions plus légères, qui sont renvoyées vers la tour sous forme de flux de reflux descendants.

Les fractions plus lourdes et à point d'ébullition plus élevé (appelées résidus, résidus ou brut de tête) qui se condensent ou restent au bas de la tour, sont utilisées pour le mazout, la fabrication de bitume ou la charge d'alimentation de craquage, ou sont dirigées vers un réchauffeur et dans le tour de distillation sous vide pour un fractionnement ultérieur. (Voir figure 3 et figure 4.)

Figure 3. Processus de distillation atmosphérique

Figure 4. Schéma du processus de distillation atmosphérique

Distillation sous vide

Les tours de distillation sous vide fournissent la pression réduite nécessaire pour empêcher le craquage thermique lors de la distillation du résidu, ou du brut étêté, de la tour atmosphérique à des températures plus élevées. Les conceptions internes de certaines tours à vide sont différentes des tours atmosphériques en ce sens que des tampons d'emballage et de désembuage aléatoires sont utilisés à la place des plateaux. Des tours de plus grand diamètre peuvent également être utilisées pour maintenir des vitesses plus faibles. Une tour à vide typique de première phase peut produire des gazoles, des huiles de base lubrifiantes et des résidus lourds pour le désasphaltage du propane. Une tour de deuxième phase, fonctionnant à un vide plus faible, distille le résidu excédentaire de la tour atmosphérique qui n'est pas utilisé pour le traitement de la pâte de lubrifiant, et le résidu excédentaire de la première tour à vide non utilisé pour le désasphaltage.

Les tours à vide sont généralement utilisées pour séparer les charges d'alimentation des craqueurs catalytiques des résidus excédentaires. Les fonds de tour sous vide peuvent également être envoyés vers un cokeur, utilisés comme lubrifiant ou charge d'asphalte ou désulfurés et mélangés à du fioul à faible teneur en soufre. (Voir figure 5 et figure 6.)

Figure 5. Processus de distillation sous vide

Figure 6. Schéma du processus de distillation sous vide

Colonnes de distillation

Dans les raffineries, il existe de nombreuses autres tours de distillation plus petites, appelées colonnes, conçues pour séparer des produits spécifiques et uniques, qui fonctionnent toutes sur les mêmes principes que les tours atmosphériques. Par exemple, un dépropaniseur est une petite colonne conçue pour séparer le propane de l'isobutane et des composants plus lourds. Une autre colonne plus grande est utilisée pour séparer l'éthylbenzène et le xylène. Les petites tours de « barbotage », appelées strippers, utilisent de la vapeur pour éliminer les traces de produits légers (essence) des flux de produits plus lourds.

Les températures de contrôle, les pressions et le reflux doivent être maintenus dans les paramètres de fonctionnement pour empêcher le craquage thermique de se produire dans les tours de distillation. Des systèmes de décharge sont fournis car des variations de pression, de température ou de niveaux de liquide peuvent se produire en cas de défaillance des dispositifs de contrôle automatique. Les opérations sont surveillées afin d'empêcher le brut d'entrer dans la charge du reformeur. Les charges d'alimentation brutes peuvent contenir des quantités appréciables d'eau en suspension qui se séparent lors du démarrage et, avec l'eau restant dans la tour à la suite de la purge à la vapeur, se déposent au fond de la tour. Cette eau peut chauffer jusqu'au point d'ébullition et créer une explosion de vaporisation instantanée au contact de l'huile dans l'unité.

L'échangeur de préchauffage, le four de préchauffage et l'échangeur de fond, la tour atmosphérique et le four à vide, la tour à vide et la tête sont sensibles à la corrosion due à l'acide chlorhydrique (HCl), au sulfure d'hydrogène (H₂S), eau, composés soufrés et acides organiques. Lors du traitement de bruts acides, une corrosion sévère peut se produire dans les tours atmosphériques et à vide où les températures du métal dépassent 232 °C, ainsi que dans les tubes du four. H humide₂S provoquera également des fissures dans l'acier. Lors du traitement de bruts riches en azote, des oxydes d'azote, qui sont corrosifs pour l'acier lorsqu'ils sont refroidis à basse température en présence d'eau, se forment dans les fumées des fours.

Les produits chimiques sont utilisés pour contrôler la corrosion par l'acide chlorhydrique produit dans les unités de distillation. De l'ammoniac peut être injecté dans le courant de tête avant la condensation initiale, et/ou une solution alcaline peut être soigneusement injectée dans la charge de pétrole brut chaud. Si une quantité suffisante d'eau de lavage n'est pas injectée, des dépôts de chlorure d'ammonium peuvent se former, provoquant une corrosion importante.

La distillation atmosphérique et sous vide sont des processus fermés et les expositions sont minimes. Lorsque des bruts acides (à haute teneur en soufre) sont traités, il peut y avoir une exposition potentielle au sulfure d'hydrogène dans l'échangeur de préchauffage et le four, la zone de flash de la tour et le système aérien, le four sous vide et la tour, et l'échangeur de fond. Les pétroles bruts et les produits de distillation contiennent tous des composés aromatiques à haut point d'ébullition, y compris des HAP cancérigènes. Une exposition à court terme à des concentrations élevées de vapeur de naphta peut entraîner des maux de tête, des nausées et des étourdissements, et une exposition à long terme peut entraîner une perte de conscience. Le benzène est présent dans les naphtas aromatiques et l'exposition doit être limitée. La tête du déshexaniseur peut contenir de grandes quantités d'hexane normal, ce qui peut affecter le système nerveux. Du chlorure d'hydrogène peut être présent dans l'échangeur de préchauffage, les zones de tête de tour et les têtes. Les eaux usées peuvent contenir des sulfures solubles dans l'eau à des concentrations élevées et d'autres composés solubles dans l'eau, tels que l'ammoniac, les chlorures, le phénol et le mercaptan, selon la matière première brute et les produits chimiques de traitement.

Procédés de conversion du pétrole brut

Les processus de conversion, tels que le craquage, la combinaison et le réarrangement, modifient la taille et la structure des molécules d'hydrocarbures afin de convertir les fractions en produits plus souhaitables. (Voir tableau 3.)

Tableau 3. Aperçu des procédés de raffinage du pétrole

 

Un certain nombre de molécules d'hydrocarbures que l'on ne trouve normalement pas dans le pétrole brut mais qui sont importantes pour le processus de raffinage sont créées à la suite de la conversion. Les oléfines (alcènes, dioléfines et alcynes) sont des molécules d'hydrocarbures insaturés de type chaîne ou cycle avec au moins une double liaison. Ils sont généralement formés par craquage thermique et catalytique et sont rarement présents à l'état naturel dans le pétrole brut non traité.

Alcènes sont des molécules à chaîne droite de formule C_nH_n contenant au moins une liaison double (insaturée) dans la chaîne. La molécule d'alcène la plus simple est la mono-oléfine éthylène, avec deux atomes de carbone, reliés par une double liaison, et quatre atomes d'hydrogène. Les di-oléfines (contenant deux doubles liaisons), telles que le 1,2-butadiène et le 1,3-butadiène, et les alcynes (contenant une triple liaison), tels que l'acétylène, se produisent en C₅ et les fractions plus légères issues du craquage. Les oléfines sont plus réactives que les paraffines ou les naphtènes et se combinent facilement avec d'autres éléments tels que l'hydrogène, le chlore et le brome.

Processus de craquage

Après la distillation, des processus de raffinage ultérieurs sont utilisés pour modifier les structures moléculaires des fractions afin de créer des produits plus désirables. L'un de ces processus, le craquage, casse (ou fissure) des fractions pétrolières plus lourdes et à point d'ébullition plus élevé en produits plus précieux tels que les hydrocarbures gazeux, les mélanges d'essence, le gazole et le mazout. Au cours du processus, certaines des molécules se combinent (polymérisent) pour former des molécules plus grosses. Les principaux types de craquage sont le craquage thermique, le craquage catalytique et l'hydrocraquage.

Procédés de craquage thermique

Les procédés de craquage thermique, développés en 1913, chauffent les carburants distillés et les huiles lourdes sous pression dans de grands fûts jusqu'à ce qu'ils se fissurent (se divisent) en molécules plus petites avec de meilleures caractéristiques antidétonantes. Cette première méthode, qui produisait de grandes quantités de coke solide indésirable, a évolué vers des procédés modernes de craquage thermique, notamment la viscoréduction, le vapocraquage et la cokéfaction.

Viscoréduction

La viscoréduction est une forme douce de craquage thermique qui réduit le point d'écoulement des résidus cireux et abaisse considérablement la viscosité de la charge sans affecter sa plage de point d'ébullition. Le résidu de la tour de distillation atmosphérique est légèrement craqué dans un réchauffeur à pression atmosphérique. Il est ensuite trempé avec du gasoil froid pour contrôler le surcraquage, et flashé dans une tour de distillation. Le goudron de résidu de craquage thermique, qui s'accumule dans le fond de la tour de fractionnement, est détendu sous vide dans un strippeur et le distillat est recyclé. (Voir figure 7.)

Figure 7. Processus de viscoréduction

Craquage à la vapeur

Le craquage à la vapeur produit des oléfines par craquage thermique de charges d'alimentation de grosses molécules d'hydrocarbures à des pressions légèrement supérieures à la pression atmosphérique et à des températures très élevées. Les résidus du vapocraquage sont mélangés aux combustibles lourds. Le naphta produit à partir du vapocraquage contient généralement du benzène, qui est extrait avant l'hydrotraitement.

Coke

La cokéfaction est une forme sévère de craquage thermique utilisée pour obtenir de l'essence de distillation directe (naphta de cokéfaction) et diverses fractions de distillats moyens utilisées comme charges de craquage catalytique. Ce processus réduit si complètement l'hydrogène de la molécule d'hydrocarbure que le résidu est une forme de carbone presque pur appelé du Coca. Les deux procédés de cokéfaction les plus courants sont la cokéfaction retardée et la cokéfaction continue (contact ou fluide) qui, en fonction du mécanisme de réaction, du temps, de la température et de la matière première brute, produisent trois types de coke : coke éponge, nid d'abeilles et aiguille. (Voir figure 8.)

Figure 8. Processus de cokéfaction

• Cokéfaction retardée. Dans la cokéfaction retardée, la charge d'alimentation est d'abord chargée dans un fractionneur pour séparer les hydrocarbures plus légers, puis combinée avec de l'huile de recyclage lourde. La charge d'alimentation lourde est introduite dans le four de cokéfaction et chauffée à des températures élevées à basse pression pour empêcher une cokéfaction prématurée dans les tubes de chauffage, produisant une vaporisation partielle et une légère fissuration. Le mélange liquide/vapeur est pompé du réchauffeur vers un ou plusieurs tambours de cokéfaction, où le matériau chaud est maintenu environ 24 heures (retardé) à basse pression jusqu'à ce qu'il se fissure en produits plus légers. Une fois que le coke atteint un niveau prédéterminé dans un tambour, le flux est dévié vers un autre tambour pour maintenir un fonctionnement continu. La vapeur des fûts est renvoyée au fractionneur pour séparer le gaz, le naphta et les gazoles et pour recycler les hydrocarbures plus lourds à travers le four. Le tambour plein est traité à la vapeur pour éliminer les hydrocarbures non craqués, refroidi par injection d'eau et décoké mécaniquement par une tarière remontant du fond du tambour, ou hydrauliquement en fracturant le lit de coke avec de l'eau à haute pression éjectée d'un couteau rotatif.
• Cokéfaction continue. La cokéfaction continue (contact ou fluide) est un procédé à lit mobile qui fonctionne à des pressions plus basses et à des températures plus élevées que la cokéfaction retardée. Dans la cokéfaction continue, le craquage thermique se produit en utilisant la chaleur transférée des particules de coke recyclées chaudes à la charge d'alimentation dans un mélangeur radial, appelé un réacteur. Les gaz et les vapeurs sont extraits du réacteur, trempés pour arrêter la réaction ultérieure et fractionnés. Le coke ayant réagi entre dans un ballon tampon et est soulevé vers un alimentateur et un classificateur où les plus grosses particules de coke sont éliminées. Le coke restant est déposé dans le préchauffeur du réacteur pour être recyclé avec la charge d'alimentation. Le processus est automatique en ce qu'il y a un flux continu de coke et de charge d'alimentation, et la cokéfaction se produit à la fois dans le réacteur et dans le ballon tampon.

 

Considérations relatives à la santé et à la sécurité

En cokéfaction, le contrôle de la température doit être maintenu dans une plage étroite, car des températures élevées produiront du coke qui est trop difficile à découper du tambour. A l'inverse, des températures trop basses donneront un coulis à haute teneur en asphalte. Si les températures de cokéfaction deviennent incontrôlables, une réaction exothermique pourrait se produire.

Lors du craquage thermique lorsque des bruts acides sont traités, la corrosion peut se produire lorsque les températures du métal se situent entre 232 °C et 482 °C. Il semble que le coke forme une couche protectrice sur le métal au-dessus de 482 °C. Cependant, la corrosion du sulfure d'hydrogène se produit lorsque les températures ne sont pas correctement contrôlées au-dessus de 482 °C. La partie inférieure de la tour, les échangeurs haute température, le four et les tambours de trempage sont sujets à la corrosion. Les changements thermiques continus font gonfler et fissurer les coques des fûts de coke.

L'injection d'eau ou de vapeur est utilisée pour empêcher l'accumulation de coke dans les tubes du four de cokéfaction retardée. L'eau doit être complètement vidangée du cokeur, afin de ne pas provoquer d'explosion lors de la recharge en coke chaud. En cas d'urgence, d'autres moyens d'évacuation depuis la plate-forme de travail au-dessus des barils de coke sont nécessaires.

Des brûlures peuvent survenir lors de la manipulation du coke chaud, de la vapeur en cas de fuite de la conduite de vapeur, ou de l'eau chaude, du coke chaud ou du lisier chaud qui peut être expulsé lors de l'ouverture des cokeurs. Il existe un potentiel d'exposition aux naphtas aromatiques contenant du benzène, du sulfure d'hydrogène et des gaz de monoxyde de carbone, ainsi qu'à des traces de HAP cancérigènes associés aux opérations de cokéfaction. L'eau acide usée peut être très alcaline et contenir de l'huile, des sulfures, de l'ammoniac et du phénol. Lorsque le coke est déplacé sous forme de bouillie, un appauvrissement en oxygène peut se produire dans des espaces confinés tels que des silos de stockage, car le carbone humide adsorbe l'oxygène.

Procédés de craquage catalytique

Le craquage catalytique décompose les hydrocarbures complexes en molécules plus simples afin d'augmenter la qualité et la quantité de produits plus légers et plus désirables et de diminuer la quantité de résidus. Les hydrocarbures lourds sont exposés à haute température et basse pression à des catalyseurs qui favorisent les réactions chimiques. Ce processus réorganise la structure moléculaire, convertissant les charges d'hydrocarbures lourds en fractions plus légères telles que le kérosène, l'essence, le GPL, le mazout et les charges pétrochimiques (voir figure 9 et figure 10). Le choix d'un catalyseur dépend d'une combinaison de la plus grande réactivité possible et de la meilleure résistance à l'attrition. Les catalyseurs utilisés dans les unités de craquage en raffinerie sont typiquement des matériaux solides (zéolithe, hydrosilicate d'aluminium, argile bentonite traitée, terre à foulon, bauxite et silice-alumine) qui se présentent sous forme de poudres, de billes, de pastilles ou de matériaux façonnés appelés extrudites.

Figure 9. Processus de craquage catalytique

Figure 10. Schéma du processus de craquage catalytique

Il existe trois fonctions de base dans tous les procédés de craquage catalytique :

• Réaction—la matière première réagit avec le catalyseur et se fissure en différents hydrocarbures.
• Régénération—le catalyseur est réactivé en brûlant du coke.
• Fractionnement - le flux d'hydrocarbures craqué est séparé en divers produits.

 

Les procédés de craquage catalytique sont très flexibles et les paramètres de fonctionnement peuvent être ajustés pour répondre à l'évolution de la demande de produits. Les trois principaux types de processus de craquage catalytique sont :

• craquage catalytique fluide (FCC)
• craquage catalytique en lit mobile
• craquage catalytique thermofor (TCC).

 

Craquage catalytique fluide

Les craqueurs catalytiques à lit fluidisé ont une section de catalyseur (colonne montante, réacteur et régénérateur) et une section de fractionnement, toutes deux fonctionnant ensemble comme une unité de traitement intégrée. Le FCC utilise un catalyseur en poudre fine, en suspension dans de la vapeur d'huile ou du gaz, qui agit comme un fluide. Le craquage a lieu dans la conduite d'alimentation (riser) dans laquelle le mélange de catalyseur et d'hydrocarbures s'écoule à travers le réacteur.

Le procédé FCC mélange une charge d'hydrocarbures préchauffée avec un catalyseur régénéré chaud lorsqu'il entre dans la colonne montante menant au réacteur. La charge se combine avec l'huile recyclée dans la colonne montante, est vaporisée et portée à la température du réacteur par le catalyseur chaud. Lors de la remontée du mélange dans le réacteur, la charge est craquée à basse pression. Ce craquage se poursuit jusqu'à ce que les vapeurs d'huile soient séparées du catalyseur dans les cyclones du réacteur. Le flux de produit résultant entre dans une colonne où il est séparé en fractions, une partie de l'huile lourde étant renvoyée dans la colonne montante sous forme d'huile recyclée.

Le catalyseur usé est régénéré pour éliminer le coke qui s'accumule sur le catalyseur au cours du processus. Le catalyseur usé s'écoule à travers le séparateur de catalyseur vers le régénérateur où il se mélange à l'air préchauffé, brûlant la plupart des dépôts de coke. Le catalyseur frais est ajouté et le catalyseur usé est retiré pour optimiser le processus de craquage.

Craquage catalytique en lit mobile

Le craquage catalytique en lit mobile est similaire au craquage catalytique fluide ; cependant, le catalyseur se présente sous la forme de pastilles au lieu d'une poudre fine. Les granulés se déplacent en continu par un convoyeur ou des tubes de levage pneumatiques vers une trémie de stockage au sommet de l'unité, puis descendent par gravité à travers le réacteur vers un régénérateur. Le régénérateur et la trémie sont isolés du réacteur par des joints vapeur. Le produit craqué est séparé en gaz recyclé, huile, huile clarifiée, distillat, naphta et gaz humide.

Craquage catalytique Thermofor

Dans le craquage catalytique thermofor, la charge préchauffée s'écoule par gravité à travers le lit du réacteur catalytique. Les vapeurs sont séparées du catalyseur et envoyées dans une tour de fractionnement. Le catalyseur usé est régénéré, refroidi et recyclé, et les gaz de combustion issus de la régénération sont envoyés vers une chaudière à monoxyde de carbone pour récupération de chaleur.

Considérations relatives à la santé et à la sécurité

Des échantillonnages et des tests réguliers des flux de matières premières, de produits et de recyclage doivent être effectués pour s'assurer que le processus de craquage fonctionne comme prévu et qu'aucun contaminant n'a pénétré dans le flux de processus. Les matières corrosives ou les dépôts dans les matières premières peuvent encrasser les compresseurs de gaz. Lors du traitement de pétrole brut sulfureux, une corrosion peut être attendue lorsque les températures sont inférieures à
482 °C. La corrosion se produit là où les phases liquide et vapeur existent et dans les zones soumises à un refroidissement local, telles que les buses et les supports de plate-forme. Lors du traitement de matières premières à haute teneur en azote, l'exposition à l'ammoniac et au cyanure peut exposer l'équipement en acier au carbone du système de tête du FCC à la corrosion, à la fissuration ou au cloquage d'hydrogène, qui peuvent être minimisés par un lavage à l'eau ou par des inhibiteurs de corrosion. Un lavage à l'eau peut être utilisé pour protéger les condenseurs de tête dans la colonne principale soumis à l'encrassement par l'hydrosulfure d'ammonium.

Les équipements critiques, y compris les pompes, les compresseurs, les fours et les échangeurs de chaleur doivent être inspectés. Les inspections doivent inclure la recherche de fuites dues à l'érosion ou à d'autres dysfonctionnements tels que l'accumulation de catalyseur sur les détendeurs, la cokéfaction dans les lignes d'alimentation aériennes à partir de résidus de charge d'alimentation et d'autres conditions de fonctionnement inhabituelles.

Les hydrocarbures liquides dans le catalyseur ou pénétrant dans le flux d'air de combustion chauffé peuvent provoquer des réactions exothermiques. Dans certains processus, des précautions doivent être prises pour s'assurer que des concentrations explosives de poussière de catalyseur ne sont pas présentes pendant la recharge ou l'élimination. Lors du déchargement du catalyseur cokéfié, la possibilité d'incendies de sulfure de fer existe. Le sulfure de fer s'enflamme spontanément lorsqu'il est exposé à l'air et doit donc être humidifié avec de l'eau pour éviter qu'il ne devienne une source d'inflammation pour les vapeurs. Le catalyseur cokéfié peut soit être refroidi en dessous de 49 °C avant d'être déversé du réacteur, soit d'abord déversé dans des conteneurs purgés avec de l'azote inerte puis refroidi avant toute autre manipulation.

La possibilité d'exposition à des liquides ou à des vapeurs d'hydrocarbures extrêmement chauds est présente lors de l'échantillonnage du procédé ou en cas de fuite ou de rejet. En outre, une exposition à des HAP cancérigènes, à du naphta aromatique contenant du benzène, à des gaz acides (gaz combustible provenant de procédés tels que le craquage catalytique et l'hydrotraitement, qui contient du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone), du sulfure d'hydrogène et/ou du monoxyde de carbone peut se produire lors d'un rejet de produit ou vapeur. La formation accidentelle de nickel carbonyle hautement toxique peut se produire dans les procédés de craquage qui utilisent des catalyseurs au nickel avec un potentiel résultant d'expositions dangereuses.

La régénération du catalyseur implique un stripage à la vapeur et un décokage, ce qui entraîne une exposition potentielle à des flux de déchets liquides qui peuvent contenir des quantités variables d'eau acide, d'hydrocarbure, de phénol, d'ammoniac, de sulfure d'hydrogène, de mercaptan et d'autres matériaux, en fonction des matières premières, des bruts et des procédés. Des pratiques de travail sûres et l'utilisation d'un équipement de protection individuelle (EPI) approprié sont nécessaires lors de la manipulation du catalyseur usé, de la recharge du catalyseur ou en cas de fuites ou de rejets.

Procédé d'hydrocraquage

L'hydrocraquage est un processus en deux étapes combinant le craquage catalytique et l'hydrogénation, dans lequel les fractions de distillat sont craquées en présence d'hydrogène et de catalyseurs spéciaux pour produire des produits plus souhaitables. L'hydrocraquage présente un avantage sur le craquage catalytique en ce que les charges d'alimentation à haute teneur en soufre peuvent être traitées sans désulfuration préalable. Dans le procédé, la charge d'alimentation aromatique lourde est convertie en produits plus légers sous des pressions très élevées et des températures assez élevées. Lorsque la charge a une forte teneur en paraffine, l'hydrogène empêche la formation de HAP, réduit la formation de goudron et empêche l'accumulation de coke sur le catalyseur. L'hydrocraquage produit des quantités relativement importantes d'isobutane pour les charges d'alkylation et provoque également une isomérisation pour le contrôle du point d'écoulement et le contrôle du point de fumée, qui sont tous deux importants dans le carburéacteur de haute qualité.

Dans la première étape, la charge est mélangée à de l'hydrogène recyclé, chauffée et envoyée au réacteur primaire, où une grande partie de la charge est convertie en distillats moyens. Les composés de soufre et d'azote sont convertis par un catalyseur dans le réacteur de l'étage primaire en sulfure d'hydrogène et en ammoniac. Le résidu est chauffé et envoyé vers un séparateur à haute pression, où les gaz riches en hydrogène sont éliminés et recyclés. Les hydrocarbures restants sont strippés ou purifiés pour éliminer le sulfure d'hydrogène, l'ammoniac et les gaz légers, qui sont collectés dans un accumulateur, où l'essence est séparée du gaz acide.

Les hydrocarbures liquides extraits du réacteur primaire sont mélangés à de l'hydrogène et envoyés au réacteur de deuxième étage, où ils sont craqués en essence de haute qualité, en carburéacteur et en stocks de mélange de distillats. Ces produits passent par une série de séparateurs haute et basse pression pour éliminer les gaz, qui sont recyclés. Les hydrocarbures liquides sont stabilisés, séparés et strippés, les produits de naphta légers de l'hydrocraqueur servant à mélanger l'essence tandis que les naphtas plus lourds sont recyclés ou envoyés vers une unité de reformage catalytique. (Voir figure 11.)

Figure 11. Procédé d'hydrocraquage

Considérations relatives à la santé et à la sécurité

L'inspection et les essais des dispositifs de décharge de sécurité sont importants en raison des pressions très élevées dans ce processus. Un contrôle de processus approprié est nécessaire pour éviter le colmatage des lits de réacteur. En raison des températures de fonctionnement et de la présence d'hydrogène, la teneur en hydrogène sulfuré de la charge doit être strictement maintenue au minimum afin de réduire la possibilité d'une corrosion sévère. La corrosion par le dioxyde de carbone humide dans les zones de condensation doit également être prise en compte. Lors du traitement de matières premières à haute teneur en azote, l'ammoniac et le sulfure d'hydrogène forment du sulfure d'ammonium, qui provoque une grave corrosion à des températures inférieures au point de rosée de l'eau. L'hydrosulfure d'ammonium est également présent dans l'extraction des eaux acides. Étant donné que l'hydrocraqueur fonctionne à des pressions et des températures très élevées, le contrôle des fuites d'hydrocarbures et des rejets d'hydrogène est important pour prévenir les incendies.

Comme il s'agit d'un processus fermé, les expositions sont minimes dans des conditions de fonctionnement normales. Il existe un risque d'exposition au naphta aliphatique contenant du benzène, des HAP cancérigènes, des émissions de gaz et de vapeurs d'hydrocarbures, des gaz riches en hydrogène et du sulfure d'hydrogène en raison de fuites à haute pression. De grandes quantités de monoxyde de carbone peuvent être libérées lors de la régénération et du changement de catalyseur. L'extraction et la régénération à la vapeur du catalyseur créent des flux de déchets contenant de l'eau acide et de l'ammoniac. Des pratiques de travail sûres et un équipement de protection individuelle approprié sont nécessaires lors de la manipulation du catalyseur usé. Dans certains processus, il faut veiller à ce que des concentrations explosives de poussière catalytique ne se forment pas pendant la recharge. Le déchargement du catalyseur cokéfié nécessite des précautions particulières pour éviter les incendies induits par le sulfure de fer. Le catalyseur cokéfié doit être soit refroidi en dessous de 49 °C avant d'être déversé, soit placé dans des conteneurs inertés à l'azote jusqu'à ce qu'il soit refroidi.

Combiner les processus

Deux processus de combinaison, polymérisation et alkylation, servent à assembler de petites molécules déficientes en hydrogène, appelées les oléfines, récupéré du craquage thermique et catalytique, afin de créer des stocks de mélange d'essence plus souhaitables.

Polymérisation

La polymérisation est le processus consistant à combiner deux ou plusieurs molécules organiques insaturées (oléfines) pour former une seule molécule plus lourde avec les mêmes éléments dans la même proportion que la molécule d'origine. Il convertit les oléfines gazeuses, telles que l'éthylène, le propylène et le butylène convertis par des unités de craquage thermique et fluide, en molécules plus lourdes, plus complexes et à indice d'octane plus élevé, y compris le naphta et les matières premières pétrochimiques. La charge d'oléfine est prétraitée pour éliminer les composés soufrés et autres indésirables, puis passée sur un catalyseur au phosphore, généralement un catalyseur solide ou de l'acide phosphorique liquide, où se produit une réaction polymérique exothermique. Cela nécessite l'utilisation d'eau de refroidissement et l'injection de charge froide dans le réacteur pour contrôler les températures à différentes pressions. L'acide dans les liquides est éliminé par lavage caustique, les liquides sont fractionnés et le catalyseur acide est recyclé. La vapeur est fractionnée pour éliminer les butanes et neutralisée pour éliminer les traces d'acide. (Voir figure 12.)

Figure 12. Processus de polymérisation

Une corrosion grave, entraînant une défaillance de l'équipement, se produira si l'eau entre en contact avec l'acide phosphorique, comme lors du lavage à l'eau lors des arrêts. La corrosion peut également se produire dans les collecteurs de tuyauterie, les rebouilleurs, les échangeurs et d'autres endroits où l'acide peut se déposer. Il existe un risque d'exposition au lessivage caustique (hydroxyde de sodium), à l'acide phosphorique utilisé dans le procédé ou éliminé lors des révisions et à la poussière de catalyseur. Le potentiel d'une réaction exothermique incontrôlée existe en cas de perte d'eau de refroidissement.

Alkylation

L'alkylation combine les molécules d'oléfines issues du craquage catalytique avec celles des isoparaffines afin d'augmenter le volume et l'octane des mélanges essence. Les oléfines réagissent avec les isoparaffines en présence d'un catalyseur hautement actif, généralement de l'acide sulfurique ou de l'acide fluorhydrique (ou du chlorure d'aluminium) pour créer une molécule paraffinique à longue chaîne ramifiée, appelée alkylat (iso-octane), avec une qualité anti-détonante exceptionnelle. L'alkylat est ensuite séparé et fractionné. Les températures de réaction relativement basses de 10°C à 16°C pour l'acide sulfurique, 27°C à 0°C pour l'acide fluorhydrique (HF) et 0°C pour le chlorure d'aluminium, sont contrôlées et maintenues par réfrigération. (Voir figure 13.)

Figure 13. Processus d'alkylation

Alkylation de l'acide sulfurique. Dans les unités d'alkylation d'acide sulfurique de type cascade, les charges d'alimentation, y compris le propylène, le butylène, l'amylène et l'isobutane frais, entrent dans le réacteur, où elles entrent en contact avec le catalyseur d'acide sulfurique. Le réacteur est divisé en zones, les oléfines étant alimentées par des distributeurs vers chaque zone, et l'acide sulfurique et les isobutanes circulant sur des chicanes de zone en zone. La chaleur de réaction est éliminée par évaporation de l'isobutane. Le gaz isobutane est soutiré par le haut du réacteur, refroidi et recyclé, avec une partie dirigée vers la tour de dépropanisation. Le résidu du réacteur est décanté et l'acide sulfurique est retiré du fond de la cuve et remis en circulation. Des épurateurs caustiques et/ou à eau sont utilisés pour éliminer de petites quantités d'acide du flux de traitement, qui est ensuite acheminé vers une tour de désisobutanisation. L'isobutane de tête du débutaniseur est recyclé, et les hydrocarbures restants sont séparés dans une tour de relance et/ou envoyés au mélange.

Alkylation de l'acide fluorhydrique. Il existe deux types de procédés d'alkylation de l'acide fluorhydrique : Phillips et UOP. Dans le procédé Phillips, la charge d'alimentation d'oléfine et d'isobutane est séchée et introduite dans une unité combinée réacteur/décanteur. L'hydrocarbure de la zone de décantation est chargé dans le fractionneur principal. Les frais généraux du fractionneur principal vont à un dépropaniseur. Le propane, avec des traces d'acide fluorhydrique (HF), est acheminé vers un extracteur HF, puis est défluoré catalytiquement, traité et envoyé au stockage. L'isobutane est soutiré du fractionneur principal et recyclé vers le réacteur/décanteur, et l'alkylat du bas du fractionneur principal est envoyé vers un séparateur.

Le procédé UOP utilise deux réacteurs avec des décanteurs séparés. La moitié de la charge séchée est chargée dans le premier réacteur, avec l'isobutane de recyclage et d'appoint, puis dans son décanteur, où l'acide est recyclé et l'hydrocarbure chargé dans le deuxième réacteur. L'autre moitié de la charge d'alimentation va au deuxième réacteur, l'acide décanteur étant recyclé et les hydrocarbures chargés dans le fractionneur principal. Le traitement ultérieur est similaire à Phillips en ce que la tête du fractionneur principal va vers un dépropaniseur, l'isobutane est recyclé et l'alkylat est envoyé vers un séparateur.

Considérations relatives à la santé et à la sécurité

L'acide sulfurique et l'acide fluorhydrique sont des produits chimiques dangereux, et la prudence lors de la livraison et du déchargement de l'acide est essentielle. Il est nécessaire de maintenir des concentrations d'acide sulfurique de 85 à 95 % pour un bon fonctionnement et pour minimiser la corrosion. Pour éviter la corrosion par l'acide fluorhydrique, les concentrations d'acide à l'intérieur de l'unité de traitement doivent être maintenues au-dessus de 65 % et l'humidité en dessous de 4 %. Une certaine corrosion et un encrassement dans les unités d'acide sulfurique se produisent à cause de la décomposition des esters d'acide sulfurique, ou lorsque de la soude caustique est ajoutée pour la neutralisation. Ces esters peuvent être éliminés par traitement à l'acide frais et lavage à l'eau chaude.

Des perturbations peuvent être causées par la perte de l'eau de refroidissement nécessaire pour maintenir les températures du procédé. La pression du côté eau de refroidissement et côté vapeur des échangeurs doit être maintenue en dessous de la pression minimale du côté service acide pour éviter la contamination de l'eau. Les évents peuvent être acheminés vers des épurateurs de carbonate de soude pour neutraliser le gaz de fluorure d'hydrogène ou les vapeurs d'acide fluorhydrique avant leur rejet. Des bordures, un drainage et une isolation peuvent être prévus pour le confinement de l'unité de traitement afin que les effluents puissent être neutralisés avant d'être rejetés dans le réseau d'égouts.

Les unités d'acide fluorhydrique doivent être soigneusement vidangées et nettoyées chimiquement avant les rotations et l'entrée, afin d'éliminer toute trace de fluorure de fer et d'acide fluorhydrique. Après l'arrêt, lorsque de l'eau a été utilisée, l'unité doit être soigneusement séchée avant l'introduction d'acide fluorhydrique. Les fuites, les déversements ou les rejets impliquant de l'acide fluorhydrique ou des hydrocarbures contenant de l'acide fluorhydrique sont extrêmement dangereux. Des précautions sont nécessaires pour s'assurer que l'équipement et les matériaux qui ont été en contact avec l'acide sont manipulés avec soin et sont soigneusement nettoyés avant de quitter la zone de traitement ou la raffinerie. Des cuves de lavage par immersion sont souvent fournies pour la neutralisation des équipements qui sont entrés en contact avec de l'acide fluorhydrique.

Il existe un potentiel d'exposition dangereuse et toxique grave en cas de fuites, de déversements ou de rejets. Le contact direct avec l'acide sulfurique ou fluorhydrique causera de graves lésions cutanées et oculaires, et l'inhalation de brouillards acides ou de vapeurs d'hydrocarbures contenant de l'acide causera une grave irritation et des dommages au système respiratoire. Des mesures de précaution spéciales de préparation aux situations d'urgence doivent être utilisées et une protection adaptée au danger potentiel et aux zones éventuellement affectées doit être fournie. Des pratiques de travail sûres et un équipement de protection individuelle approprié pour la peau et les voies respiratoires sont nécessaires lorsqu'il existe des expositions potentielles aux acides fluorhydrique et sulfurique pendant les opérations normales, telles que la lecture des jauges, l'inspection et l'échantillonnage des processus, ainsi que pendant les interventions d'urgence, la maintenance et les activités d'exécution. Des procédures doivent être en place pour s'assurer que l'équipement et les vêtements de protection portés dans les activités d'acide sulfurique ou fluorhydrique, y compris les combinaisons de protection chimique, les couvre-chefs et les couvre-chaussures, les gants, la protection du visage et des yeux et l'équipement de protection respiratoire, sont soigneusement nettoyés et décontaminés avant la réémission.

Réorganisation des processus

Reformage catalytique et isomérisation sont des processus qui réarrangent les molécules d'hydrocarbures pour produire des produits aux caractéristiques différentes. Après craquage, certains flux d'essence, bien que de taille moléculaire correcte, nécessitent un traitement supplémentaire pour améliorer leurs performances, car ils sont déficients pour certaines qualités, telles que l'indice d'octane ou la teneur en soufre. Le reformage de l'hydrogène (vapeur) produit de l'hydrogène supplémentaire pour une utilisation dans le traitement d'hydrogénation.

Reformage catalytique

Les procédés de reformage catalytique convertissent les naphtas lourds à faible indice d'octane en hydrocarbures aromatiques pour les charges d'alimentation pétrochimiques et les composants d'essence à indice d'octane élevé, appelés reformate, par réarrangement moléculaire ou déshydrogénation. Selon la charge d'alimentation et les catalyseurs, les reformats peuvent être produits avec des concentrations très élevées de toluène, de benzène, de xylène et d'autres aromatiques utiles dans le mélange d'essence et le traitement pétrochimique. L'hydrogène, un sous-produit important, est séparé du reformat pour être recyclé et utilisé dans d'autres procédés. Le produit résultant dépend de la température et de la pression du réacteur, du catalyseur utilisé et du taux de recyclage de l'hydrogène. Certains reformeurs catalytiques fonctionnent à basse pression et d'autres à haute pression. Certains systèmes de reformage catalytique régénèrent en continu le catalyseur, certaines installations régénèrent tous les réacteurs pendant les révisions, et d'autres arrêtent un réacteur à la fois pour la régénération du catalyseur.

Dans le reformage catalytique, la charge de naphta est prétraitée avec de l'hydrogène pour éliminer les contaminants tels que les composés de chlore, de soufre et d'azote, qui pourraient empoisonner le catalyseur. Le produit est flashé et fractionné dans des tours où les contaminants et les gaz restants sont éliminés. La charge de naphta désulfuré est envoyée au reformeur catalytique, où elle est chauffée à la vapeur et passée à travers un réacteur avec un lit fixe de catalyseur bimétallique ou métallique contenant une petite quantité de platine, de molybdène, de rhénium ou d'autres métaux nobles. Les deux réactions principales qui se produisent sont la production d'aromatiques à indice d'octane élevé en éliminant l'hydrogène des molécules de la charge d'alimentation et la conversion des paraffines normales en chaînes ramifiées ou en isoparaffines.

Dans la plate-forme, un autre processus de reformage catalytique, la charge d'alimentation qui n'a pas été hydrodésulfurée est combinée avec du gaz de recyclage et passe d'abord sur un catalyseur moins coûteux. Toutes les impuretés restantes sont converties en sulfure d'hydrogène et en ammoniac, et éliminées avant que le flux ne passe sur le catalyseur au platine. La vapeur riche en hydrogène est recyclée pour inhiber les réactions susceptibles d'empoisonner le catalyseur. La sortie du réacteur est séparée en reformat liquide, qui est envoyé vers une tour de stripping, et en gaz, qui est comprimé et recyclé. (Voir figure 14.)

Figure 14. Processus de reformage catalytique

Des procédures d'exploitation sont nécessaires pour contrôler les points chauds lors du démarrage. Des précautions doivent être prises pour ne pas casser ou écraser le catalyseur lors du chargement des lits, car de petites fines boucheront les écrans du reformeur. Des précautions contre la poussière lors de la régénération ou du remplacement du catalyseur sont nécessaires. De petites émissions de monoxyde de carbone et de sulfure d'hydrogène peuvent se produire pendant la régénération du catalyseur.

Le lavage à l'eau doit être envisagé lorsqu'un encrassement du stabilisant s'est produit dans les reformeurs en raison de la formation de chlorure d'ammonium et de sels de fer. Du chlorure d'ammonium peut se former dans les échangeurs du prétraitement et provoquer corrosion et encrassement. Le chlorure d'hydrogène, issu de l'hydrogénation des composés chlorés, peut former des acides ou du sel de chlorure d'ammonium. Il existe un risque d'exposition aux naphtas aliphatiques et aromatiques, aux gaz de procédé riches en hydrogène, au sulfure d'hydrogène et au benzène en cas de fuite ou de rejet.

Isomérisation

L'isomérisation convertit n-butane, n-pentane et n-hexane dans leurs iso-paraffines respectives. Certains des composants normaux de la paraffine à chaîne droite du naphta léger de distillation directe ont un faible indice d'octane. Ceux-ci peuvent être convertis en isomères à chaîne ramifiée à indice d'octane élevé en réorganisant les liaisons entre les atomes, sans modifier le nombre ou les types d'atomes. L'isomérisation est similaire au reformage catalytique en ce que les molécules d'hydrocarbures sont réarrangées, mais contrairement au reformage catalytique, l'isomérisation convertit simplement les paraffines normales en iso-paraffines. L'isomérisation utilise un catalyseur différent du reformage catalytique.

Les deux processus d'isomérisation distincts sont le butane (C₄) et pentane/hexane. (C₅/C₆).

Butane (C₄) l'isomérisation produit une matière première pour l'alkylation. Un procédé à basse température utilise un catalyseur de chlorure d'aluminium ou de chlorure d'hydrogène hautement actif sans éléments chauffants, pour isomériser n-butane. La charge d'alimentation traitée et préchauffée est ajoutée au courant de recyclage, mélangée avec HCl et passée à travers le réacteur (voir figure 15).

Figure 15. Isomérisation C4

L'isomérisation pentane/hexane est utilisée pour augmenter l'indice d'octane en convertissant n-pentane et n-hexane. Dans un procédé d'isomérisation pentane/hexane typique, la charge d'alimentation séchée et désulfurée est mélangée avec une petite quantité de chlorure organique et d'hydrogène recyclé, et chauffée à la température du réacteur. Il est ensuite passé sur un catalyseur métallique supporté dans le premier réacteur, où le benzène et les oléfines sont hydrogénés. La charge va ensuite au réacteur d'isomérisation, où les paraffines sont isomérisées catalytiquement en isoparaffines, refroidies et passées dans un séparateur. Le gaz de séparation et l'hydrogène, avec l'hydrogène d'appoint, sont recyclés. Le liquide est neutralisé avec des matériaux alcalins et envoyé dans une colonne de stripage, où le chlorure d'hydrogène est récupéré et recyclé. (Voir figure 16.)

Figure 16. Processus d'isomérisation

Si la charge d'alimentation n'est pas complètement séchée et désulfurée, il existe un risque de formation d'acide, entraînant un empoisonnement du catalyseur et une corrosion des métaux. L'eau ou la vapeur ne doivent pas pénétrer dans les zones où du chlorure d'hydrogène est présent. Des précautions sont nécessaires pour empêcher le HCl de pénétrer dans les égouts et les canalisations. Il existe un risque d'exposition aux vapeurs et liquides d'isopentane et de naphta aliphatique, ainsi qu'aux gaz de procédé riches en hydrogène, à l'acide chlorhydrique et au chlorure d'hydrogène, et à la poussière lorsqu'un catalyseur solide est utilisé.

Production d'hydrogène (vapeur reformage)

L'hydrogène de haute pureté (95 à 99 %) est nécessaire pour l'hydrodésulfuration, l'hydrogénation, l'hydrocraquage et les procédés pétrochimiques. S'il n'y a pas assez d'hydrogène produit en tant que sous-produits des procédés de raffinage pour répondre à la demande totale de raffinage, la fabrication d'hydrogène supplémentaire est nécessaire.

Dans le reformage à la vapeur d'hydrogène, les gaz désulfurés sont mélangés à de la vapeur surchauffée et reformés dans des tubes contenant un catalyseur à base de nickel. Le gaz reformé, composé de vapeur, d'hydrogène, de monoxyde de carbone et de dioxyde de carbone, est refroidi et passe dans des convertisseurs où le monoxyde de carbone réagit avec la vapeur pour former de l'hydrogène et du dioxyde de carbone. Le dioxyde de carbone est lavé avec des solutions d'amine et évacué dans l'atmosphère lorsque les solutions sont réactivées par chauffage. Tout monoxyde de carbone restant dans le flux de produit est converti en méthane. (Voir figure 17.)

Figure 17. Processus de reformage à la vapeur

Des inspections et des tests doivent être effectués lorsqu'il existe une possibilité de défaillance de la vanne due à des contaminants dans l'hydrogène. Le transfert des épurateurs caustiques pour empêcher la corrosion dans les préchauffeurs doit être contrôlé et les chlorures de la charge d'alimentation ou du système de vapeur doivent être empêchés d'entrer dans les tubes du reformeur et de contaminer le catalyseur. Les expositions peuvent résulter de la contamination du condensat par des matériaux de procédé tels que des caustiques et des composés aminés, et d'un excès d'hydrogène, de monoxyde de carbone et de dioxyde de carbone. Il existe un risque de brûlures causées par les gaz chauds et la vapeur surchauffée en cas de rejet.

Divers procédés de raffinage

Huile de base lubrifiante et processus de cire

Les huiles et cires lubrifiantes sont raffinées à partir de diverses fractions de distillation atmosphérique et sous vide. Avec l'invention de la distillation sous vide, on a découvert que le résidu cireux constituait un meilleur lubrifiant que toutes les graisses animales alors utilisées, ce qui a marqué le début de la technologie moderne de raffinage des lubrifiants à base d'hydrocarbures, dont l'objectif principal est d'éliminer les produits indésirables, tels que les asphaltes, les aromatiques sulfonés et les cires paraffiniques et isoparaffiniques à partir des fractions résiduelles afin de produire des lubrifiants de haute qualité. Cela se fait par une série de processus comprenant le désasphaltage, l'extraction par solvant et les processus de séparation et de traitement tels que le déparaffinage et l'hydrofinition. (Voir figure 18)

Figure 18. Processus de fabrication de l'huile lubrifiante et de la cire

Dans le traitement d'extraction, le brut réduit de l'unité sous vide est désasphalté au propane et combiné avec une charge d'alimentation d'huile lubrifiante de distillation directe, préchauffé et extrait au solvant pour produire une charge d'alimentation appelée raffinat. Dans un processus d'extraction typique qui utilise du phénol comme solvant, la charge d'alimentation est mélangée avec du phénol dans la section de traitement à des températures inférieures à 204 °C. Le phénol est ensuite séparé du raffinat et recyclé. Le raffinat peut ensuite être soumis à un autre procédé d'extraction qui utilise le furfural pour séparer les composés aromatiques des hydrocarbures non aromatiques, produisant un raffinat de couleur plus claire avec un indice de viscosité et une stabilité à l'oxydation et à la chaleur améliorés.

Le raffinat déparaffiné peut également être soumis à un traitement supplémentaire pour améliorer les qualités de l'huile de base. Les adsorbants à base d'argile sont utilisés pour éliminer les molécules instables de couleur foncée des huiles de base lubrifiantes. Un procédé alternatif, l'hydrofinition lubrifiante, fait passer du raffinat déparaffiné à chaud et de l'hydrogène à travers un catalyseur qui modifie légèrement la structure moléculaire, ce qui donne une huile de couleur plus claire avec des caractéristiques améliorées. Les huiles de base de lubrification traitées sont ensuite mélangées et/ou mélangées avec des additifs pour répondre aux caractéristiques physiques et chimiques requises des huiles moteur, des lubrifiants industriels et des huiles de travail des métaux.

Les deux types distincts de cire dérivée du pétrole brut sont la cire de paraffine, produite à partir de stocks de distillats, et la cire microcristalline, fabriquée à partir de stocks résiduels. Le raffinat de l'unité d'extraction contient une quantité considérable de cire, qui peut être éliminée par extraction au solvant et cristallisation. Le raffinat est mélangé avec un solvant, tel qu'un mélange de propane, de méthyléthylcétone (MEK) et de toluène ou de méthylisobutylcétone (MIBK), et prérefroidi dans des échangeurs de chaleur. La température de cristallisation est atteinte par l'évaporation du propane dans les réservoirs d'alimentation du refroidisseur et du filtre. La cire est éliminée en continu par des filtres et lavée au solvant froid pour récupérer l'huile retenue. Le solvant est récupéré du raffinat déparaffiné par détente et strippage à la vapeur, et recyclé.

La cire est chauffée avec un solvant chaud, refroidie, filtrée et soumise à un lavage final pour éliminer toute trace d'huile. Avant d'être utilisée, la cire peut être hydrofinie pour améliorer son odeur et éliminer toute trace d'aromatiques afin que la cire puisse être utilisée dans la transformation des aliments. Le raffinat déparaffiné, qui contient de petites quantités de paraffines, de naphtènes et de certains composés aromatiques, peut être encore traité pour être utilisé comme huiles de base pour huiles lubrifiantes.

Le contrôle de la température de l'épurateur est important pour prévenir la corrosion par le phénol. La cire peut obstruer les égouts ou les systèmes de drainage d'huile et interférer avec le traitement des eaux usées. Il existe un risque d'exposition à des solvants de procédé tels que le phénol, le propane, un mélange de méthyléthylcétone et de toluène ou la méthylisobutylcétone. L'inhalation de gaz et de vapeurs d'hydrocarbures, de naphta aromatique contenant du benzène, de sulfure d'hydrogène et de gaz de procédé riche en hydrogène est un danger.

Traitement de l'asphalte

Après les opérations de distillation primaire, l'asphalte est une partie de la matière résiduelle qui nécessite un traitement supplémentaire pour lui conférer les caractéristiques requises par son utilisation finale. L'asphalte pour les matériaux de toiture est produit par soufflage d'air. Le résidu est chauffé dans un tuyau encore presque jusqu'à son point d'éclair et chargé dans une tour de soufflage où de l'air chaud est injecté pendant une période de temps prédéterminée. La déshydrogénation de l'asphalte forme du sulfure d'hydrogène et l'oxydation crée du dioxyde de soufre. La vapeur est utilisée pour recouvrir le haut de la tour afin d'entraîner les contaminants et passe à travers un épurateur pour condenser les hydrocarbures.

La distillation sous vide est généralement utilisée pour produire de l'asphalte routier. Le résidu est chauffé et chargé dans une colonne où un vide est appliqué pour éviter la fissuration.

La vapeur condensée des divers processus d'asphaltage contiendra des traces d'hydrocarbures. Toute perturbation du vide peut entraîner l'entrée d'air atmosphérique et un incendie subséquent. Dans la production d'asphalte, l'augmentation de la température du bas de la tour à vide pour améliorer l'efficacité peut générer du méthane par craquage thermique. Cela crée des vapeurs dans les réservoirs de stockage d'asphalte qui sont dans la plage d'inflammabilité, mais non détectables par les tests éclair. Le soufflage d'air peut créer des aromatiques polynucléaires (c'est-à-dire des HAP). La vapeur condensée du procédé de soufflage d'asphalte peut également contenir divers contaminants.

Procédés d'adoucissement et de traitement des hydrocarbures

De nombreux produits, tels que les naphtas thermiques issus de la viscoréduction, de la cokéfaction ou du craquage thermique, ainsi que les naphtas et distillats à haute teneur en soufre issus de la distillation du pétrole brut, nécessitent un traitement pour être utilisés dans les mélanges d'essence et de fioul. Les produits de distillation, y compris le kérosène et d'autres distillats, peuvent contenir des traces d'aromatiques, et les naphtènes et huiles de base lubrifiantes peuvent contenir de la cire. Ces indésirables sont éliminés soit aux étapes de raffinage intermédiaires, soit juste avant d'envoyer les produits au mélange et au stockage, par des procédés de raffinage tels que l'extraction au solvant et le déparaffinage au solvant. Une variété de produits intermédiaires et finis, y compris les distillats moyens, l'essence, le kérosène, le carburéacteur et les gaz acides doivent être séchés et adoucis.

Le traitement est effectué soit à un stade intermédiaire du processus de raffinage, soit juste avant l'envoi des produits finis vers le mélange et le stockage. Le traitement élimine les contaminants du pétrole, tels que les composés organiques contenant du soufre, de l'azote et de l'oxygène, les métaux dissous, les sels inorganiques et les sels solubles dissous dans l'eau émulsifiée. Les matériaux de traitement comprennent les acides, les solvants, les alcalis et les agents d'oxydation et d'adsorption. Les traitements à l'acide sont utilisés pour améliorer l'odeur, la couleur et d'autres propriétés des huiles de base lubrifiantes, pour prévenir la corrosion et la contamination du catalyseur et pour améliorer la stabilité du produit. Le sulfure d'hydrogène qui est éliminé du gaz acide « sec » par un agent absorbant (diéthanolamine) est brûlé à la torche, utilisé comme combustible ou converti en soufre. Le type de traitement et d'agents dépend de la matière première brute, des procédés intermédiaires et des spécifications du produit final.

Procédés de traitement au solvant

Extraction par solvant sépare les aromatiques, les naphtènes et les impuretés des flux de produits par dissolution ou précipitation. L'extraction par solvant empêche la corrosion, protège le catalyseur dans les processus ultérieurs et améliore les produits finis en éliminant les hydrocarbures aromatiques insaturés des lubrifiants et graisses de base.

La charge est séchée et soumise à un traitement continu au solvant à contre-courant. Dans un procédé, la charge d'alimentation est lavée avec un liquide dans lequel les substances à éliminer sont plus solubles que dans le produit résultant souhaité. Dans un autre procédé, des solvants sélectionnés sont ajoutés, provoquant la précipitation des impuretés hors du produit. Le solvant est séparé du courant de produit par chauffage, évaporation ou fractionnement, les traces résiduelles étant ensuite éliminées du raffinat par entraînement à la vapeur ou détente sous vide. La précipitation électrique peut être utilisée pour la séparation de composés inorganiques. Le solvant est ensuite régénéré pour être réutilisé dans le procédé.

Les produits chimiques typiques utilisés dans le processus d'extraction comprennent une grande variété d'acides, d'alcalis et de solvants, y compris le phénol et le furfural, ainsi que des agents oxydants et des agents d'adsorption. Dans le processus d'adsorption, les matériaux solides hautement poreux collectent des molécules liquides sur leurs surfaces. La sélection de procédés et d'agents chimiques spécifiques dépend de la nature de la matière première traitée, des contaminants présents et des exigences du produit fini. (Voir figure 19.)

Figure 19. Processus d'extraction par solvant

Déparaffinage au solvant élimine la cire du distillat ou des huiles de base résiduelles et peut être appliqué à n'importe quelle étape du processus de raffinage. Dans le déparaffinage au solvant, les matières premières cireuses sont refroidies par un échangeur de chaleur et une réfrigération, et un solvant est ajouté pour aider à développer des cristaux qui sont éliminés par filtration sous vide. L'huile et le solvant déparaffinés sont flashés et strippés, et la cire passe à travers un décanteur d'eau, un fractionneur de solvant et une tour flash. (Voir figure 20.)

Figure 20. Processus de déparaffinage au solvant

Désasphaltage au solvant sépare les fractions d'huile lourde pour produire de l'huile de graissage lourde, de la charge d'alimentation de craquage catalytique et de l'asphalte. La matière première et le propane liquide (ou l'hexane) sont pompés vers une tour d'extraction à des mélanges, des températures et des pressions contrôlés avec précision. La séparation se produit dans un contacteur à disque rotatif, en fonction des différences de solubilité. Les produits sont ensuite évaporés et strippés à la vapeur pour récupérer le propane à recycler. Le désasphaltage au solvant élimine également les composés soufrés et azotés, les métaux, les résidus de carbone et les paraffines des matières premières. (Voir figure 21.)

Figure 21. Processus de désasphaltage au solvant

Considérations relatives à la santé et à la sécurité.

Lors du déparaffinage au solvant, l'interruption du vide créera un risque d'incendie potentiel en permettant à l'air de pénétrer dans l'appareil. Il existe un risque d'exposition aux vapeurs de solvant de déparaffinage, un mélange de MEK et de toluène. Bien que l'extraction par solvant soit un processus fermé, il existe une exposition potentielle aux HAP cancérigènes dans les huiles de procédé et aux solvants d'extraction tels que le phénol, le furfural, le glycol, le MEK, les amines et d'autres produits chimiques de procédé pendant la manipulation et les opérations.

Le désasphaltage nécessite un contrôle précis de la température et de la pression pour éviter les perturbations. De plus, l'humidité, un excès de solvant ou une baisse de la température de fonctionnement peuvent provoquer une formation de mousse qui affecte le contrôle de la température du produit et peut créer un dérangement. Le contact avec des courants d'huile chauds provoquera des brûlures de la peau. Il existe un potentiel d'exposition à des flux d'huile chaude contenant des composés aromatiques polycycliques cancérigènes, du propane liquéfié et des vapeurs de propane, du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de soufre.

Procédés d'hydrotraitement

L'hydrotraitement est utilisé pour éliminer environ 90 % des contaminants, y compris l'azote, le soufre, les métaux et les hydrocarbures insaturés (oléfines), des fractions pétrolières liquides telles que l'essence de distillation directe. L'hydrotraitement est similaire à l'hydrocraquage en ce qu'à la fois l'hydrogène et le catalyseur sont utilisés pour enrichir la teneur en hydrogène de la charge d'oléfine. Cependant, le degré de saturation n'est pas aussi élevé que celui atteint en hydrocraquage. En règle générale, l'hydrotraitement est effectué avant des procédés tels que le reformage catalytique, de sorte que le catalyseur n'est pas contaminé par une charge d'alimentation non traitée. L'hydrotraitement est également utilisé avant le craquage catalytique pour réduire le soufre et améliorer les rendements des produits, et pour valoriser les fractions pétrolières distillées moyennes en kérosène fini, en carburant diesel et en mazout de chauffage.

Les procédés d'hydrotraitement diffèrent selon les charges d'alimentation et les catalyseurs. L'hydrodésulfuration élimine le soufre du kérosène, réduit les aromatiques et les caractéristiques de formation de gomme et sature les oléfines. L'hydroformage est un processus de déshydrogénation utilisé pour récupérer l'excès d'hydrogène et produire de l'essence à indice d'octane élevé. Les produits hydrotraités sont mélangés ou utilisés comme charge de reformage catalytique.

In hydrodésulfuration catalytique, la charge est désaérée, mélangée à de l'hydrogène, préchauffée et chargée sous haute pression à travers un réacteur catalytique à lit fixe. L'hydrogène est séparé et recyclé et le produit est stabilisé dans une colonne d'extraction où les fractions légères sont éliminées.

Au cours de ce processus, les composés soufrés et azotés présents dans la charge sont convertis en sulfure d'hydrogène (H₂S) et l'ammoniac (NH₃). Le sulfure d'hydrogène et l'ammoniac résiduels sont éliminés soit par stripage à la vapeur, soit par un séparateur combiné haute et basse pression, soit par un lavage aux amines qui récupère le sulfure d'hydrogène dans un flux hautement concentré convenant à la conversion en soufre élémentaire. (Voir figure 22 et figure 23.)

Figure 22. Procédé d'hydrodésulfuration

Figure 23. Schéma du procédé d'hydrodésulfuration

Lors de l'hydrotraitement, la teneur en sulfure d'hydrogène de la charge d'alimentation doit être strictement contrôlée au minimum pour réduire la corrosion. Du chlorure d'hydrogène peut se former et se condenser sous forme d'acide chlorhydrique dans les parties à basse température de l'unité. L'hydrosulfure d'ammonium peut se former dans les unités à haute température et haute pression. En cas de rejet, il existe un risque d'exposition aux vapeurs de naphta aromatique contenant du benzène, du sulfure d'hydrogène ou de l'hydrogène gazeux, ou à l'ammoniac en cas de fuite ou de déversement d'eau acide. Du phénol peut également être présent si des matières premières à point d'ébullition élevé sont traitées.

Un temps de contact et/ou une température excessifs créeront de la cokéfaction dans l'appareil. Des précautions doivent être prises lors du déchargement du catalyseur cokéfié de l'unité pour éviter les incendies de sulfure de fer. Le catalyseur cokéfié doit être refroidi à moins de 49 °C avant d'être retiré ou jeté dans des bacs inertés à l'azote où il peut être refroidi avant toute manipulation ultérieure. Des additifs anti-mousse spéciaux peuvent être utilisés pour empêcher l'empoisonnement du catalyseur par le transfert de silicone dans la charge d'alimentation du cokeur.

Autres procédés d'adoucissement et de traitement

Des processus de traitement, de séchage et d'adoucissement sont utilisés pour éliminer les impuretés des stocks de mélange. (Voir figure 24.)

Figure 24. Processus d'adoucissement et de traitement

Les procédés d'adoucissement utilisent de l'air ou de l'oxygène. Si un excès d'oxygène pénètre dans ces processus, il est possible qu'un incendie se produise dans le décanteur en raison de la génération d'électricité statique. Il existe un risque d'exposition au sulfure d'hydrogène, au dioxyde de soufre, à la soude caustique (hydroxyde de sodium), à la soude caustique usée, au catalyseur usé (Merox), à la poussière de catalyseur et aux édulcorants (carbonate de sodium et bicarbonate de sodium).

Usines d'amines (traitement des gaz acides)

Le gaz corrosif (gaz combustible provenant de procédés tels que le craquage catalytique et l'hydrotraitement, qui contient du sulfure d'hydrogène et du dioxyde de carbone) doit être traité avant de pouvoir être utilisé comme combustible de raffinerie. Les usines d'amines éliminent les contaminants acides des flux de gaz acides et d'hydrocarbures. Dans les usines d'amines, les flux d'hydrocarbures gazeux et liquides contenant du dioxyde de carbone et/ou du sulfure d'hydrogène sont chargés dans une tour d'absorption de gaz ou un contacteur liquide, où les contaminants acides sont absorbés par des solutions d'amine à contre-courant - monoéthanolamine (MEA), diéthanolamine (DEA) ou méthyldiéthanolamine (MDEA). Le gaz ou liquide strippé est éliminé en tête et l'amine est envoyée vers un régénérateur. Dans le régénérateur, les composants acides sont extraits par la chaleur et l'action de rebouillage, et éliminés, tandis que l'amine est recyclée.

Afin de minimiser la corrosion, des pratiques d'exploitation appropriées doivent être établies et les températures du fond du régénérateur et du rebouilleur doivent être contrôlées. L'oxygène doit être tenu à l'écart du système pour empêcher l'oxydation des amines. Il existe un potentiel d'exposition aux composés aminés (c.-à-d., MEA, DEA, MDEA), au sulfure d'hydrogène et au dioxyde de carbone.

Adoucissement et séchage

L'adoucissement (élimination des mercaptans) traite les composés soufrés (sulfure d'hydrogène, thiophène et mercaptan) pour améliorer la couleur, l'odeur et la stabilité à l'oxydation, et réduit les concentrations de dioxyde de carbone dans l'essence. Certains mercaptans sont éliminés en mettant le produit en contact avec des produits chimiques solubles dans l'eau (par exemple, l'acide sulfurique) qui réagissent avec les mercaptans. Un liquide caustique (hydroxyde de sodium), des composés aminés (diéthanolamine) ou un catalyseur à lit fixe peuvent être utilisés pour convertir les mercaptans en disulfures moins indésirables.

Le séchage du produit (élimination de l'eau) est réalisé par absorption d'eau, avec ou sans agents d'adsorption. Certains procédés sèchent et adoucissent simultanément par adsorption sur tamis moléculaires.

Récupération de soufre

La récupération du soufre élimine le sulfure d'hydrogène des gaz acides et des flux d'hydrocarbures. Le procédé Clause convertit le sulfure d'hydrogène en soufre élémentaire grâce à l'utilisation de réactions thermiques et catalytiques. Après avoir brûlé du sulfure d'hydrogène dans des conditions contrôlées, des pots de désactivation éliminent l'eau et les hydrocarbures des flux de gaz d'alimentation, qui sont ensuite exposés à un catalyseur pour récupérer du soufre supplémentaire. La vapeur de soufre issue de la combustion et de la conversion est condensée et récupérée.

Traitement des gaz résiduaires

L'oxydation et la réduction sont utilisées pour traiter le gaz résiduaire des unités de récupération du soufre, en fonction de la composition du gaz et de l'économie de la raffinerie. Les processus d'oxydation brûlent le gaz résiduaire pour convertir tous les composés soufrés en dioxyde de soufre, et les processus de réduction convertissent les composés soufrés en sulfure d'hydrogène.

Lavage à l'hydrogène sulfuré

L'épuration à l'hydrogène sulfuré est un procédé de traitement de la charge primaire d'hydrocarbures utilisé pour prévenir l'empoisonnement du catalyseur. Selon la matière première et la nature des contaminants, les méthodes de désulfuration varieront de l'absorption de charbon actif à température ambiante à l'hydrogénation catalytique à haute température suivie d'un traitement à l'oxyde de zinc.

Centrales à gaz sat et insat

Les matières premières de diverses unités de raffinage sont envoyées vers des usines de traitement de gaz, où les butanes et les butènes sont retirés pour être utilisés comme matières premières d'alkylation, les composants plus lourds sont envoyés au mélange d'essence, le propane est récupéré pour le GPL et le propylène est retiré pour être utilisé dans la pétrochimie.

Centrales à gaz sat séparer les composants des gaz de raffinerie, y compris les butanes pour l'alkylation, les pentanes pour le mélange d'essence, les GPL pour le carburant et l'éthane pour la pétrochimie. Il existe deux procédés différents de gaz sat : l'absorption-fractionnement ou le fractionnement direct. Dans le fractionnement par absorption, les gaz et les liquides de diverses unités sont acheminés vers un absorbeur / dé-éthaniseur où C₂ et les fractions plus légères sont séparées par absorption d'huile pauvre et retirées pour être utilisées comme gaz combustible ou alimentation pétrochimique. Les fractions plus lourdes restantes sont extraites et envoyées vers un débutaniseur, et l'huile pauvre est recyclée vers l'absorbeur/dé-éthaniseur. C₃/C₄ est séparé des pentanes dans le débutaniseur, lavé pour éliminer le sulfure d'hydrogène et acheminé vers un séparateur pour séparer le propane et le butane. L'étape d'absorption est éliminée dans les usines de fractionnement. Les processus de gaz sat dépendent de la charge d'alimentation et de la demande de produits.

La corrosion se produit à cause de la présence de sulfure d'hydrogène, de dioxyde de carbone et d'autres composés à la suite d'un traitement préalable. Les flux contenant de l'ammoniac doivent être séchés avant le traitement. Des additifs antisalissures sont utilisés dans l'huile d'absorption pour protéger les échangeurs de chaleur. Les inhibiteurs de corrosion sont utilisés pour contrôler la corrosion dans les systèmes aériens. Il est possible que l'exposition au sulfure d'hydrogène, au dioxyde de carbone, à l'hydroxyde de sodium, au MEA, au DEA et au MDEA soit reportée d'un traitement antérieur.

Usines à gaz insatisfaites récupérer les hydrocarbures légers des flux de gaz humides des craqueurs catalytiques et des accumulateurs de tête de cokeur retardé ou des récepteurs de fractionnement. Dans un processus typique, les gaz humides sont comprimés et traités avec de l'amine pour éliminer le sulfure d'hydrogène avant ou après leur entrée dans un absorbeur de fractionnement, où ils se mélangent dans un flux simultané d'essence débutanisée. Les fractions légères sont séparées par la chaleur dans un rebouilleur, les effluents gazeux étant envoyés vers un absorbeur à éponge et les queues envoyées vers un débutaniseur. Une partie de l'hydrocarbure débutanisé est recyclée et le reste est acheminé vers un séparateur pour être séparé. Les gaz de tête sont acheminés vers un dépropaniseur pour être utilisés comme charge d'alimentation de l'unité d'alkylation. (Voir figure 25.)

Figure 25. Processus de l'usine à gaz Unsat

La corrosion peut se produire à partir du sulfure d'hydrogène humide et des cyanures dans les usines à gaz insaturées qui traitent les matières premières du FCC. La corrosion due au sulfure d'hydrogène et aux dépôts dans les sections haute pression des compresseurs de gaz à partir de composés d'ammonium est possible lorsque les charges d'alimentation proviennent du cokeur retardé ou du TCC. Il existe un potentiel d'exposition au sulfure d'hydrogène et aux composés aminés tels que le MEA, le DEA et le MDEA.

Procédés de mélange d'essence, de carburant distillé et d'huile de base lubrifiante

Le mélange est le mélange physique d'un certain nombre de différentes fractions d'hydrocarbures liquides pour produire des produits finis avec des caractéristiques spécifiques souhaitées. Les produits peuvent être mélangés en ligne via un système de collecteur ou mélangés par lots dans des réservoirs et des cuves. Le mélange en ligne d'essence, de distillats, de carburéacteur et d'huiles de base lubrifiantes est réalisé en injectant des quantités proportionnelles de chaque composant dans le flux principal où la turbulence favorise un mélange complet.

• Les essences sont des mélanges de reformats, d'alkylats, d'essence de distillation directe, d'essences de craquage thermique et catalytique, d'essence de cokéfaction, de butane et d'additifs appropriés.
• Le mazout et le carburant diesel sont des mélanges de distillats et d'huiles de cycle, et le carburéacteur peut être un distillat de distillation directe ou mélangé avec du naphta.
• Les huiles lubrifiantes sont des mélanges d'huiles de base raffinées
• L'asphalte est mélangé à partir de divers stocks résiduels en fonction de son utilisation prévue.

 

Les additifs sont souvent mélangés à l'essence et aux carburants pendant ou après le mélange pour fournir des propriétés spécifiques non inhérentes aux hydrocarbures pétroliers. Ces additifs comprennent des exhausteurs d'octane, des agents anti-détonants, des antioxydants, des inhibiteurs de gomme, des inhibiteurs de mousse, des inhibiteurs de rouille, des nettoyants pour carburateur (carbone), des détergents pour le nettoyage des injecteurs, des odorisants diesel, des colorants, des antistatiques de distillat, des oxydants d'essence tels que méthanol, éthanol et méthyl tertiobutyl éther, désactivateurs de métaux et autres.

Les opérations de mélange par lots et en ligne nécessitent des contrôles stricts pour maintenir la qualité souhaitée du produit. Les déversements doivent être nettoyés et les fuites réparées pour éviter les glissades et les chutes. Les additifs dans les fûts et les sacs doivent être manipulés correctement pour éviter les contraintes et l'exposition. Le potentiel de contact avec des additifs dangereux, des produits chimiques, du benzène et d'autres matériaux existe pendant le mélange, et des contrôles techniques appropriés, un équipement de protection individuelle et une hygiène appropriée sont nécessaires pour minimiser les expositions.

Opérations de raffinerie auxiliaire

Les opérations auxiliaires soutenant les processus de raffinage comprennent celles qui fournissent la chaleur et le refroidissement du processus ; fournir un soulagement de la pression ; contrôler les émissions atmosphériques ; collecter et traiter les eaux usées; fournir des services publics tels que l'électricité, la vapeur, l'air et les gaz de l'usine ; et pomper, stocker, traiter et refroidir l'eau de procédé.

Traitement des eaux usées

Les eaux usées de raffinerie comprennent la vapeur condensée, l'eau de stripage, les solutions caustiques usées, la purge de la tour de refroidissement et de la chaudière, l'eau de lavage, l'eau de neutralisation des déchets alcalins et acides et d'autres eaux associées au procédé. Les eaux usées contiennent généralement des hydrocarbures, des matières dissoutes, des solides en suspension, des phénols, de l'ammoniac, des sulfures et d'autres composés. Le traitement des eaux usées est utilisé pour les eaux de procédé, les eaux de ruissellement et les eaux usées avant leur rejet. Ces traitements peuvent nécessiter des autorisations, ou il doit y avoir un recyclage.

Il existe un risque d'incendie si les vapeurs des eaux usées contenant des hydrocarbures atteignent une source d'inflammation pendant le processus de traitement. Il existe un potentiel d'exposition aux divers produits chimiques et déchets lors de l'échantillonnage, de l'inspection, de la maintenance et des révisions du procédé.

Prétraitement

Le prétraitement est la séparation initiale des hydrocarbures et des solides des eaux usées. Les séparateurs API, les plaques interceptrices et les bassins de décantation sont utilisés pour éliminer les hydrocarbures en suspension, les boues huileuses et les solides par séparation gravitaire, écrémage et filtration. Les eaux usées acides sont neutralisées avec de l'ammoniac, de la chaux ou du carbonate de sodium. Les eaux usées alcalines sont traitées avec de l'acide sulfurique, de l'acide chlorhydrique, des gaz de combustion riches en dioxyde de carbone ou du soufre. Certaines émulsions huile dans eau sont d'abord chauffées pour faciliter la séparation de l'huile et de l'eau. La séparation par gravité dépend des différentes gravités spécifiques de l'eau et des globules d'huile non miscibles, ce qui permet d'écrémer l'huile libre à la surface des eaux usées.

Décapage à l'eau acide

L'eau contenant des sulfures, appelée eau acide, est produite dans les procédés de craquage catalytique et d'hydrotraitement, et chaque fois que de la vapeur est condensée en présence de gaz contenant du sulfure d'hydrogène.

L'épuration est utilisée sur les eaux usées contenant des sulfures et/ou de l'ammoniac, et l'extraction par solvant est utilisée pour éliminer les phénols des eaux usées. Les eaux usées qui doivent être recyclées peuvent nécessiter un refroidissement pour éliminer la chaleur et/ou une oxydation par pulvérisation ou entraînement à l'air pour éliminer tous les phénols, nitrates et ammoniac restants.

Traitement secondaire

Après le prétraitement, les solides en suspension sont éliminés par sédimentation ou flottation à l'air. Les eaux usées contenant de faibles niveaux de solides sont tamisées ou filtrées, et des agents de floculation peuvent être ajoutés pour faciliter la séparation. Des matériaux à hautes caractéristiques d'adsorption sont utilisés dans les filtres à lit fixe ou ajoutés aux eaux usées pour former une boue qui est éliminée par sédimentation ou filtration. Les procédés de traitement secondaire dégradent et oxydent biologiquement les matières organiques solubles par l'utilisation de boues activées, de lagunes non aérées ou aérées, de méthodes de filtration par ruissellement ou de traitements anaérobies. Des méthodes de traitement supplémentaires sont utilisées pour éliminer les huiles et les produits chimiques des eaux usées.

Traitement tertiaire

Les traitements tertiaires éliminent des polluants spécifiques afin de répondre aux exigences réglementaires de rejet. Ces traitements comprennent la chloration, l'ozonation, l'échange d'ions, l'osmose inverse, l'adsorption sur charbon actif et autres. L'oxygène comprimé peut être diffusé dans les flux d'eaux usées pour oxyder certains produits chimiques ou pour satisfaire aux exigences réglementaires en matière de teneur en oxygène.

Les tours de refroidissement

Les tours de refroidissement éliminent la chaleur de l'eau de traitement par évaporation et transfert de chaleur latente entre l'eau chaude et l'air. Les deux types de tours sont à contre-courant et à courant croisé.

• Dans le refroidissement à contre-courant, l'eau de procédé chaude est pompée vers le plénum supérieur et laissée tomber à travers la tour. De nombreuses lamelles, ou buses de pulvérisation, sont situées sur toute la longueur de la tour pour disperser le flux d'eau et aider au refroidissement. Simultanément, l'air entre au bas de la tour, créant un flux d'air simultané contre l'eau. Les tours à tirage induit ont les ventilateurs à la sortie d'air. Les tours à tirage forcé ont des ventilateurs ou des soufflantes à l'entrée d'air.
• Les tours à flux croisés introduisent un flux d'air perpendiculaire au flux d'eau dans toute la structure.

 

L'eau de refroidissement recirculée doit être traitée pour éliminer les impuretés et tous les hydrocarbures dissous. Les impuretés présentes dans l'eau de refroidissement peuvent corroder et encrasser les tuyauteries et les échangeurs de chaleur, le tartre des sels dissous peut se déposer sur les tuyaux et les tours de refroidissement en bois peuvent être endommagées par des micro-organismes.

L'eau des tours de refroidissement peut être contaminée par des matériaux de procédé et des sous-produits, y compris le dioxyde de soufre, le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone, avec les expositions qui en résultent. Il existe un potentiel d'exposition aux produits chimiques de traitement de l'eau ou au sulfure d'hydrogène lorsque les eaux usées sont traitées conjointement avec des tours de refroidissement. Parce que l'eau est saturée d'oxygène à cause du refroidissement à l'air, les risques de corrosion sont intensifiés. Un moyen de prévention de la corrosion est l'ajout d'un matériau à l'eau de refroidissement qui forme un film protecteur sur les tuyaux et autres surfaces métalliques.

Lorsque l'eau de refroidissement est contaminée par des hydrocarbures, des vapeurs inflammables peuvent s'évaporer dans l'air de refoulement. Si une source d'inflammation ou la foudre est présente, des incendies peuvent se déclarer. Les risques d'incendie existent lorsqu'il y a des zones relativement sèches dans les tours de refroidissement à tirage induit de construction combustible. La perte d'alimentation des ventilateurs de la tour de refroidissement ou des pompes à eau peut avoir de graves conséquences sur les opérations de traitement.

Génération de vapeur

La vapeur est produite par les opérations de chauffage et de chaudière dans les centrales de production de vapeur et dans diverses unités de traitement, en utilisant la chaleur des gaz de combustion ou d'autres sources. Les systèmes de génération de vapeur comprennent :

• réchauffeurs (fournaises), avec leurs brûleurs et un système d'air de combustion
• des systèmes de tirage ou de pression pour éliminer les gaz de combustion de la fournaise, des souffleurs de suie et des systèmes à air comprimé qui scellent les ouvertures pour empêcher les gaz de combustion de s'échapper
• chaudières, composées d'un certain nombre de tubes qui transportent le mélange eau / vapeur à travers le four assurant un transfert de chaleur maximal (ces tubes passent entre des tambours de distribution de vapeur en haut de la chaudière et des tambours de collecte d'eau en bas de la chaudière)
• des tambours à vapeur pour collecter la vapeur et la diriger vers le surchauffeur avant qu'elle n'entre dans le système de distribution de vapeur.

 

L'opération la plus potentiellement dangereuse dans la production de vapeur est le démarrage du réchauffeur. Un mélange inflammable de gaz et d'air peut s'accumuler à la suite d'une perte de flamme sur un ou plusieurs brûleurs pendant l'allumage. Des procédures de démarrage spécifiques sont requises pour chaque type d'unité, y compris la purge avant l'allumage et les procédures d'urgence en cas de raté ou de perte de flamme du brûleur. Si l'eau d'alimentation est faible et que les chaudières sont sèches, les tubes surchaufferont et tomberont en panne. L'excès d'eau sera entraîné dans le système de distribution de vapeur, causant des dommages aux turbines. Les chaudières doivent avoir des systèmes de purge continus ou intermittents pour éliminer l'eau des tambours à vapeur et pour limiter l'accumulation de tartre sur les aubes de turbine et les tubes de surchauffeur. Il faut veiller à ne pas surchauffer le surchauffeur lors du démarrage et de l'arrêt. Des sources de carburant alternatives doivent être fournies en cas de perte de gaz combustible due à l'arrêt de l'unité de raffinerie ou à une urgence.

Combustible de chauffage

N'importe quel combustible ou n'importe quelle combinaison de combustibles, y compris le gaz de raffinerie, le gaz naturel, le mazout et le charbon en poudre, peut être utilisé dans les appareils de chauffage. Les effluents gazeux de la raffinerie sont collectés à partir des unités de traitement et combinés avec du gaz naturel et du GPL dans un ballon d'équilibrage de gaz combustible. Le ballon d'équilibrage fournit une pression constante du système, un carburant à teneur en BTU (énergie) assez stable et une séparation automatique des liquides en suspension dans les vapeurs de gaz, et empêche le transfert de gros bouchons de condensat dans le système de distribution.

Le mazout est généralement un mélange de pétrole brut de raffinerie et de résidus de distillation directe et de craquage, mélangé à d'autres produits. Le système de mazout fournit du carburant aux réchauffeurs de l'unité de traitement et aux générateurs de vapeur aux températures et pressions requises. Le mazout est chauffé à la température de pompage, aspiré à travers une crépine d'aspiration grossière, pompé vers un réchauffeur à température contrôlée, puis à travers une crépine à mailles fines avant d'être brûlé. Des marmites défonçables, fournies dans les unités de traitement, sont utilisées pour éliminer les liquides du gaz combustible avant la combustion.

Dans un exemple de génération de chaleur d'une unité de traitement, des chaudières à monoxyde de carbone (CO) récupèrent la chaleur dans des unités de craquage catalytique lorsque le monoxyde de carbone dans les gaz de combustion est brûlé pour compléter la combustion. Dans d'autres procédés, les unités de récupération de chaleur résiduelle utilisent la chaleur des gaz de combustion pour produire de la vapeur.

Distribution de vapeur

La vapeur est généralement générée par des radiateurs et des chaudières combinés en une seule unité. La vapeur quitte les chaudières à la pression la plus élevée requise par les unités de traitement ou le générateur électrique. La pression de la vapeur est ensuite réduite dans des turbines qui entraînent des pompes et des compresseurs de traitement. Lorsque la vapeur de raffinerie est également utilisée pour entraîner des turbogénérateurs à vapeur pour produire de l'électricité, la vapeur doit être produite à une pression beaucoup plus élevée que celle requise pour la vapeur de traitement. Le système de distribution de vapeur est constitué de vannes, de raccords, de tuyauteries et de raccords adaptés à la pression de la vapeur transportée. La majeure partie de la vapeur utilisée dans la raffinerie est condensée en eau dans des échangeurs de chaleur et réutilisée comme eau d'alimentation de chaudière, ou évacuée vers le traitement des eaux usées.

Eau d'alimentation à la vapeur

L'approvisionnement en eau d'alimentation est une partie importante de la production de vapeur. Il doit toujours y avoir autant de livres d'eau entrant dans le système de génération de vapeur qu'il y a de livres de vapeur qui en sortent. L'eau utilisée dans la production de vapeur doit être exempte de contaminants, y compris les minéraux et les impuretés dissoutes, qui peuvent endommager le système ou affecter le fonctionnement. Les matières en suspension telles que le limon, les eaux usées et l'huile, qui forment du tartre et des boues, sont coagulées ou filtrées hors de l'eau. Les gaz dissous, en particulier le dioxyde de carbone et l'oxygène qui provoquent la corrosion de la chaudière, sont éliminés par désaération et traitement. Les minéraux dissous tels que les sels métalliques, le calcium et les carbonates, qui provoquent des dépôts de tartre, de corrosion et d'aubes de turbine, sont traités avec de la chaux ou du carbonate de soude pour les précipiter hors de l'eau. Selon ses caractéristiques, l'eau brute d'alimentation de la chaudière peut être traitée par clarification, sédimentation, filtration, échange d'ions, désaération et traitement interne. L'eau de refroidissement recirculée doit également être traitée pour éliminer les hydrocarbures et autres contaminants.

Réchauffeurs de processus, échangeurs de chaleur et refroidisseurs

Les réchauffeurs de processus et les échangeurs de chaleur préchauffent les matières premières dans les tours de distillation et dans les processus de raffinage aux températures de réaction. La majeure partie de la chaleur fournie aux unités de traitement provient des réchauffeurs à combustion que l'on trouve sur les unités de préchauffage de pétrole brut et de reformage, les réchauffeurs de cokéfaction et les rebouilleurs à grande colonne, qui sont alimentés par la raffinerie ou le gaz naturel, le distillat et les huiles résiduelles. Les réchauffeurs sont généralement conçus pour des opérations de processus spécifiques, et la plupart sont des conceptions cylindriques verticales ou de type boîte. Les échangeurs de chaleur utilisent de la vapeur ou des hydrocarbures chauds, transférés d'une autre section du processus, pour l'apport de chaleur.

La chaleur est également extraite de certains processus par des échangeurs d'air et d'eau, des ventilateurs à ailettes, des refroidisseurs de gaz et de liquide et des condenseurs aériens, ou en transférant la chaleur à d'autres systèmes. Le système de réfrigération à compression de vapeur mécanique de base est conçu pour desservir une ou plusieurs unités de traitement et comprend un évaporateur, un compresseur, un condenseur, des commandes et une tuyauterie. Les liquides de refroidissement courants sont l'eau, un mélange alcool/eau ou diverses solutions de glycol.

Un moyen de fournir un tirage ou une purge de vapeur adéquat est nécessaire pour réduire les risques d'explosion lors de l'allumage d'incendies dans les fours de chauffage. Des procédures de démarrage et d'urgence spécifiques sont requises pour chaque type d'unité. Si le feu empiète sur les ventilateurs à ailettes, une panne peut survenir en raison d'une surchauffe. Si un produit inflammable s'échappe d'un échangeur de chaleur ou d'un refroidisseur en raison d'une fuite, un incendie pourrait se déclarer.

Des précautions doivent être prises pour s'assurer que toute la pression est retirée des tubes de chauffage avant de retirer tout collecteur ou bouchon de raccord. Il convient d'envisager de prévoir une décompression dans les systèmes de tuyauterie des échangeurs de chaleur au cas où ils seraient bloqués alors qu'ils étaient pleins de liquide. En cas de défaillance des commandes, des variations de température et de pression peuvent se produire de part et d'autre de l'échangeur de chaleur. Si les tubes de l'échangeur de chaleur tombent en panne et que la pression du procédé est supérieure à la pression du réchauffeur, le produit pourrait pénétrer dans le réchauffeur avec des conséquences en aval. Si la pression est inférieure, le courant du réchauffeur pourrait entrer dans le courant du fluide de traitement. Si une perte de circulation se produit dans les refroidisseurs de liquide ou de gaz, l'augmentation de la température du produit pourrait affecter les opérations en aval, nécessitant une décompression.

Selon le combustible, le fonctionnement du procédé et la conception de l'unité, il existe un risque d'exposition au sulfure d'hydrogène, au monoxyde de carbone, aux hydrocarbures, aux boues d'eau d'alimentation des chaudières à vapeur et aux produits chimiques de traitement de l'eau. Le contact de la peau avec la purge de la chaudière pouvant contenir des composés phénoliques doit être évité. L'exposition à la chaleur rayonnante, à la vapeur surchauffée et aux hydrocarbures chauds est possible.

Systèmes de décompression et d'évasement

Les contrôles techniques intégrés aux processus comprennent la réduction des concentrations de vapeurs inflammables par ventilation, dilution et inertage. La pressurisation est utilisée pour maintenir les salles de contrôle au-dessus de la pression atmosphérique afin de réduire la possibilité d'entrée de vapeurs. Des systèmes de décompression sont fournis pour contrôler les vapeurs et les liquides qui sont libérés par les dispositifs de décompression et les purges. La décompression est une libération automatique et planifiée lorsque la pression de fonctionnement atteint un niveau prédéterminé. La purge fait généralement référence à la libération intentionnelle de matière, telle que les purges des démarrages d'unités de traitement, les purges de four, les arrêts et les urgences. La dépressurisation des vapeurs est l'élimination rapide des vapeurs des récipients sous pression en cas d'urgence. Cela peut être accompli par l'utilisation d'un disque de rupture, généralement réglé à une pression plus élevée que la soupape de décharge.

Soupapes de sécurité

Les soupapes de sécurité, utilisées pour contrôler les pressions d'air, de vapeur, de gaz et de vapeur d'hydrocarbures et de liquide, s'ouvrent proportionnellement à l'augmentation de la pression par rapport à la pression normale de fonctionnement. Les soupapes de sécurité, conçues principalement pour libérer de grands volumes de vapeur, s'ouvrent généralement à pleine capacité. La surpression nécessaire pour ouvrir les soupapes de décharge de liquide, lorsqu'une décharge de grand volume n'est pas requise, augmente à mesure que la soupape se soulève en raison de la résistance accrue du ressort. Les soupapes de décharge de sécurité pilotées, avec jusqu'à six fois la capacité des soupapes de décharge normales, sont utilisées lorsqu'une étanchéité plus serrée et des décharges de plus grand volume sont nécessaires. Les liquides non volatils sont généralement pompés vers des systèmes de séparation et de récupération pétrole/eau, et les liquides volatils sont envoyés vers des unités fonctionnant à une pression inférieure.

Fusées

Un système fermé typique de décharge de pression et de torche comprend des soupapes de décharge et des conduites d'unités de traitement pour la collecte des rejets, des tambours d'éjection pour séparer les vapeurs et les liquides, des joints et/ou des gaz de purge pour la protection contre le retour de flamme et un système de torche et d'allumeur, qui brûle les vapeurs si le rejet direct dans l'atmosphère n'est pas autorisé. De la vapeur peut être injectée dans la pointe de torche pour réduire la fumée visible.

Les liquides ne doivent pas être autorisés à se déverser dans un système d'évacuation des vapeurs. Les tambours défonçables et les fusées éclairantes doivent être suffisamment grands pour gérer les purges d'urgence, et les tambours doivent être soulagés en cas de surpression. Fournir des soupapes de surpression lorsqu'il existe un potentiel de surpression dans les processus de raffinage, par exemple en raison des causes suivantes :

• perte d'eau de refroidissement, entraînant éventuellement une chute de pression fortement accrue dans les condenseurs, augmentant à son tour la pression dans l'unité de traitement
• vaporisation rapide et augmentation de la pression à partir de l'injection d'un liquide à point d'ébullition inférieur, y compris de l'eau, dans une cuve de traitement fonctionnant à des températures plus élevées
• expansion de la vapeur et surpression résultante due à une vapeur de procédé surchauffée, à des radiateurs défectueux ou à un incendie
• défaillance des commandes automatiques, sorties fermées, défaillance de l'échangeur de chaleur, etc.
• explosion interne, réaction chimique, dilatation thermique, accumulation de gaz, etc.
• perte de reflux, provoquant une montée en pression dans les tours de distillation.

La quantité de reflux affectant le volume de vapeurs sortant de la tour de distillation, la perte de volume provoque une chute de pression dans les condenseurs et une montée en pression dans les tours de distillation.

L'entretien est important car les vannes sont nécessaires pour fonctionner correctement. Les problèmes courants de fonctionnement des vannes incluent :

• non-ouverture à la pression de réglage due à l'obstruction de l'entrée ou de la sortie de la vanne ou à la corrosion, empêchant le bon fonctionnement du porte-disque et des guides
• incapacité à se réinstaller après l'ouverture en raison de l'encrassement, de la corrosion ou des dépôts sur le siège ou les pièces mobiles, ou par des solides dans le flux de gaz coupant le disque de la vanne
• broutement et ouverture prématurée, dus à une pression de service trop proche du point de consigne de la vanne.

 

Utilitaires

Eau. Selon l'emplacement et les ressources de la communauté, les raffineries peuvent puiser dans les approvisionnements publics en eau pour boire et traiter l'eau ou peuvent devoir pomper et traiter leur propre eau potable. Le traitement peut inclure un large éventail d'exigences, du dessalement à la filtration, en passant par la chloration et les tests.

Eaux d'égout. En outre, en fonction de la disponibilité des stations de traitement communautaires ou privées hors site, les raffineries peuvent être amenées à prévoir l'autorisation, la collecte, le traitement et le rejet de leurs déchets sanitaires.

puissance électrique. Les raffineries reçoivent de l'électricité de sources extérieures ou produisent la leur, à l'aide de générateurs électriques entraînés par des turbines à vapeur ou des moteurs à gaz. Les zones sont classées en fonction du type de protection électrique nécessaire pour empêcher une étincelle d'enflammer des vapeurs ou de contenir une explosion dans un équipement électrique. Les sous-stations électriques, qui sont normalement situées dans des zones non classées, à l'écart des sources de vapeurs d'hydrocarbures inflammables ou de pulvérisation d'eau des tours de refroidissement, contiennent des transformateurs, des disjoncteurs et des interrupteurs des circuits d'alimentation. Les sous-stations alimentent en électricité les stations de distribution dans les zones des unités de traitement. Les stations de distribution peuvent être situées dans des zones classées, à condition que les exigences de classification électrique soient respectées. Les stations de distribution utilisent généralement un transformateur rempli de liquide muni d'un dispositif de déconnexion rempli d'huile ou à rupture d'air.

Les précautions normales de sécurité électrique, y compris la marche à sec, les panneaux d'avertissement «haute tension» et la protection doivent être mises en œuvre pour se protéger contre l'électrocution. Les employés doivent être familiarisés avec les procédures de travail sécuritaires en électricité de la raffinerie. Le verrouillage/étiquetage et d'autres pratiques de travail sécuritaires appropriées doivent être mis en œuvre pour empêcher la mise sous tension pendant que des travaux sont effectués sur des équipements électriques à haute tension. Des expositions dangereuses peuvent survenir lors de travaux à proximité de transformateurs et d'interrupteurs contenant un fluide diélectrique nécessitant des précautions de manipulation particulières. Ces sujets sont traités plus en détail ailleurs dans ce Encyclopédie.

Opérations de turbines, de gaz et de compresseurs d'air

Compresseurs d'air et de gaz

Les systèmes de ventilation par aspiration et d'alimentation en air des raffineries sont conçus pour capter ou diluer les gaz, fumées, poussières et vapeurs susceptibles de contaminer les espaces de travail ou l'atmosphère extérieure. Les contaminants capturés sont récupérés si possible ou dirigés vers des systèmes d'élimination après avoir été nettoyés ou brûlés. Les systèmes d'alimentation en air comprennent les compresseurs, les refroidisseurs, les réservoirs d'air, les sécheurs d'air, les commandes et la tuyauterie de distribution. Les ventilateurs sont également utilisés pour fournir de l'air à certains processus. L'air de l'usine est fourni pour le fonctionnement des outils pneumatiques, la régénération des catalyseurs, les réchauffeurs de processus, le décokage vapeur-air, l'oxydation de l'eau acide, l'adoucissement de l'essence, le soufflage d'asphalte et d'autres utilisations. L'air d'instrument est fourni pour une utilisation dans les instruments et commandes pneumatiques, les moteurs pneumatiques et les raccords de purge. Le gaz de l'usine, tel que l'azote, est fourni pour l'inertage des récipients et d'autres utilisations. Les compresseurs à piston et centrifuges sont utilisés pour le gaz et l'air comprimé.

Les compresseurs d'air doivent être situés de manière à ce que l'aspiration ne reçoive pas de vapeurs inflammables ou de gaz corrosifs. Il existe un risque d'incendie en cas de fuite dans les compresseurs de gaz. Des tambours défonçables sont nécessaires pour empêcher les surtensions de liquide de pénétrer dans les compresseurs de gaz. Si les gaz sont contaminés par des matières solides, des crépines sont nécessaires. La défaillance des commandes automatiques du compresseur affectera les processus. Si la pression maximale est susceptible d'être supérieure à la pression de conception du compresseur ou de l'équipement de traitement, une décompression doit être prévue. Une protection est nécessaire pour les pièces mobiles exposées sur les compresseurs. Les bâtiments des compresseurs doivent être correctement classés électriquement et des dispositions doivent être prises pour une ventilation adéquate.

Lorsque l'air de l'usine est utilisé comme appoint à l'air des instruments, les interconnexions doivent être en amont du système de séchage de l'air des instruments pour éviter la contamination des instruments par l'humidité. Des sources alternatives d'alimentation en air des instruments, telles que l'utilisation d'azote, peuvent être nécessaires en cas de panne de courant ou de panne du compresseur. Appliquez les mesures de protection appropriées afin que le gaz, l'air de l'usine et l'air des instruments ne soient pas utilisés comme source pour respirer ou pour pressuriser les systèmes d'eau potable.

Turbines

Les turbines sont généralement alimentées au gaz ou à la vapeur et sont utilisées pour entraîner des pompes, des compresseurs, des soufflantes et d'autres équipements de traitement de raffinerie. La vapeur pénètre dans les turbines à des températures et des pressions élevées, se dilate et entraîne des pales rotatives tout en étant dirigée par des pales fixes.

Les turbines à vapeur utilisées pour l'échappement fonctionnant sous vide ont besoin d'une soupape de décharge de sécurité côté refoulement pour la protection et pour maintenir la vapeur en cas de panne de vide. Lorsque la pression de fonctionnement maximale peut être supérieure à la pression de conception, les turbines à vapeur ont besoin de dispositifs de décharge. Il faudrait envisager de prévoir des régulateurs et des dispositifs de contrôle de survitesse sur les turbines.

Pompes, tuyauterie et vannes

Des pompes centrifuges et à déplacement positif (alternatives) sont utilisées pour déplacer les hydrocarbures, l'eau de traitement, l'eau d'incendie et les eaux usées dans toute la raffinerie. Les pompes sont entraînées par des moteurs électriques, des turbines à vapeur ou des moteurs à combustion interne.

Les systèmes de tuyauterie de traitement et de service distribuent les hydrocarbures, la vapeur, l'eau et d'autres produits dans l'ensemble de l'installation. Ils sont dimensionnés et construits avec des matériaux dépendant du type de service, de la pression, de la température et de la nature des produits. Il y a des raccords d'évent, de vidange et d'échantillonnage sur la tuyauterie, ainsi que des dispositions pour l'obturation. Différents types de vannes, y compris les vannes à vanne, les vannes de dérivation, les vannes à soupape et à bille, les vannes à boisseau, les vannes d'arrêt et de purge et les clapets anti-retour sont utilisés, en fonction de leur objectif de fonctionnement. Ces vannes peuvent être actionnées manuellement ou automatiquement.

Les vannes et les instruments qui nécessitent un entretien ou d'autres travaux doivent être accessibles au niveau du sol ou à partir d'une plate-forme d'exploitation. Des vannes télécommandées, des vannes coupe-feu et des vannes d'isolement peuvent être utilisées pour limiter la perte de produit à l'aspiration des pompes en cas de fuite ou d'incendie. Les raccords d'évent et de vidange de fonctionnement peuvent être fournis avec des vannes d'arrêt doubles, ou une vanne d'arrêt et un bouchon ou une bride aveugle pour la protection contre les rejets. Selon le produit et le service, une prévention du refoulement de la conduite de refoulement peut être nécessaire. Des dispositions peuvent être prises pour l'expansion du pipeline, le mouvement et les changements de température pour éviter la rupture. Les pompes fonctionnant avec un débit réduit ou nul peuvent surchauffer et éclater. La défaillance des commandes automatiques de la pompe pourrait entraîner une déviation de la pression et de la température du procédé. Une décompression dans la tuyauterie de refoulement doit être prévue là où les pompes peuvent être en surpression.

Réservoir de stockage

Des réservoirs de stockage atmosphériques et des réservoirs de stockage sous pression sont utilisés dans toute la raffinerie pour le stockage des bruts, des hydrocarbures intermédiaires (ceux utilisés pour le traitement) et des produits finis, liquides et gazeux. Des réservoirs sont également prévus pour l'eau d'incendie, l'eau de traitement et de traitement, les acides, l'air et l'hydrogène, les additifs et autres produits chimiques. Le type, la construction, la capacité et l'emplacement des réservoirs dépendent de leur utilisation et de la nature, de la pression de vapeur, des points d'éclair et des points d'écoulement des matériaux stockés. De nombreux types de réservoirs sont utilisés dans les raffineries, les plus simples étant les réservoirs hors sol à toit conique pour le stockage de liquides combustibles (non volatils) tels que les carburants diesel, les mazouts et les huiles lubrifiantes. Les réservoirs à toit flottant à toit ouvert et couverts (internes), qui stockent des liquides inflammables (volatils) tels que l'essence et le pétrole brut, limitent l'espace entre le haut du produit et le toit du réservoir afin de maintenir une atmosphère riche en vapeur. atmosphère pour empêcher l'inflammation.

Le risque d'incendie existe si les réservoirs de stockage d'hydrocarbures sont trop remplis ou développent des fuites qui permettent au liquide et aux vapeurs de s'échapper et d'atteindre des sources d'inflammation. Les raffineries doivent établir des procédures de jaugeage manuel et de réception des produits pour contrôler les débordements ou fournir des systèmes automatiques de contrôle et de signalisation des débordements sur les réservoirs. Les citernes peuvent être équipées de systèmes de protection incendie mousse-eau fixes ou semi-fixes. Des vannes télécommandées, des vannes d'isolement et des vannes coupe-feu peuvent être installées sur les réservoirs pour le pompage ou la fermeture en cas d'incendie à l'intérieur du réservoir ou dans la digue du réservoir ou la zone de stockage. Des programmes de ventilation, de nettoyage et d'accès aux espaces confinés des réservoirs sont utilisés pour contrôler les travaux à l'intérieur des réservoirs, et des systèmes de permis de travail à chaud sont utilisés pour contrôler les sources d'inflammation dans et autour des réservoirs de stockage.

Manutention, expédition et transport

Le chargement de gaz et d'hydrocarbures liquides dans des pipelines, des wagons-citernes, des camions-citernes, des navires et des barges pour le transport vers les terminaux et les consommateurs est l'opération finale de raffinage. Les caractéristiques du produit, les besoins de distribution, les exigences d'expédition, la prévention des incendies, la protection de l'environnement et les critères d'exploitation sont importants lors de la conception des quais maritimes, des rampes de chargement et des collecteurs de pipeline. Les procédures d'exploitation doivent être établies et acceptées par l'expéditeur et le destinataire, et les communications doivent être maintenues pendant le transfert du produit. Les camions-citernes et les wagons-citernes peuvent être chargés par le haut ou par le bas. Le chargement et le déchargement du gaz de pétrole liquéfié (GPL) nécessitent des considérations particulières en plus de celles des hydrocarbures liquides. Au besoin, des systèmes de récupération des vapeurs devraient être fournis aux rampes de chargement et aux quais maritimes.

Des pratiques de travail sûres et un équipement de protection individuelle approprié peuvent être nécessaires lors du chargement ou du déchargement, du nettoyage des déversements ou des fuites, ou lors du jaugeage, de l'inspection, de l'échantillonnage ou de l'exécution d'activités de maintenance sur les installations de chargement ou les systèmes de récupération des vapeurs. La livraison doit être interrompue ou déviée en cas d'urgence, comme un camion-citerne ou un trop-plein de compartiment de wagon-citerne.

Un certain nombre de produits chimiques dangereux et toxiques différents sont utilisés dans les raffineries, allant de petites quantités de réactifs de test utilisés dans les laboratoires à de grandes quantités d'acide sulfurique et d'acides fluorhydriques utilisés dans le traitement alcalin. Ces produits chimiques doivent être reçus, stockés et manipulés correctement. Les fabricants de produits chimiques fournissent des informations sur la sécurité des matériaux qui peuvent être utilisées par les raffineries pour développer des procédures de sécurité, des contrôles techniques, des exigences de protection individuelle et des procédures d'intervention d'urgence pour la manipulation de produits chimiques.

La nature du danger aux installations de chargement et de déchargement dépend des produits chargés et des produits précédemment transportés dans le wagon-citerne, le camion-citerne ou le navire. La liaison égalise la charge électrique entre la rampe de chargement et le camion-citerne ou le wagon-citerne. La mise à la terre empêche la circulation de courants vagabonds dans les installations de chargement de camions et de trains. Des brides isolantes sont utilisées sur les raccords de tuyauterie des quais marins pour empêcher l'accumulation et les décharges d'électricité statique. Des pare-flammes sont installés dans le rack de chargement et les lignes de récupération des vapeurs marines pour éviter les retours de flamme. Lorsque le chargement des aiguillages est autorisé, des procédures de sécurité doivent être établies et suivies.

Des systèmes d'arrêt automatiques ou manuels au niveau des collecteurs d'alimentation doivent être installés sur les racks de chargement par le haut et par le bas et sur les quais maritimes en cas de fuites ou de débordements. Une protection antichute, telle que des mains courantes, peut être nécessaire pour les quais et les racks à chargement par le haut. Des systèmes de drainage et de récupération peuvent être fournis sur les rampes de chargement pour le drainage des eaux pluviales, sur les quais et pour gérer les déversements et les fuites. Des précautions sont nécessaires aux installations de chargement de GPL afin de ne pas surcharger ou surpressuriser les wagons-citernes et les camions.

Activités et installations de soutien à la raffinerie

Un certain nombre d'installations, d'activités et de programmes différents, chacun ayant ses propres exigences spécifiques en matière de sécurité et de santé, sont nécessaires pour soutenir les processus de raffinerie en fonction de l'emplacement de la raffinerie et des ressources disponibles.

Activités administratives

Une grande variété d'activités de soutien administratif, selon la philosophie de l'entreprise de raffinage et la disponibilité des services communautaires, sont nécessaires pour assurer l'exploitation continue d'une raffinerie. La fonction qui contrôle les mouvements de pétrole vers, à l'intérieur et hors de la raffinerie est unique aux raffineries. Les fonctions administratives peuvent être décomposées comme suit. Le fonctionnement quotidien des unités de traitement est la fonction d'exploitation. Une autre fonction est chargée de s'assurer que des dispositions ont été prises pour un approvisionnement continu en pétrole brut. Les autres activités fonctionnelles comprennent les services médicaux (soins d'urgence et soins de santé continus), la restauration, les services d'ingénierie, les services de conciergerie et les fonctions administratives et de gestion de routine communes à la plupart des industries, telles que la comptabilité, les achats, les relations humaines, etc. La fonction de formation de la raffinerie est responsable de la formation des superviseurs et des employés aux compétences et aux métiers, y compris la formation initiale, de recyclage et de rattrapage, ainsi que de l'orientation et de la formation des employés et des sous-traitants en matière d'intervention d'urgence et de pratiques et procédures de travail sécuritaires.

Construction et entretien

L'exploitation sûre et continue des raffineries dépend de l'établissement et de la mise en œuvre de programmes et de procédures d'entretien régulier et d'entretien préventif, et d'un remplacement si nécessaire. Révisions, dans lequel l'ensemble de la raffinerie ou des unités de traitement entières seront arrêtées pour l'ensemble de l'équipement et le remplacement en une seule fois, est un type de programme de maintenance préventive unique à l'industrie des procédés. Les activités d'intégrité mécanique, telles que l'inspection, la réparation, les essais et la certification des vannes et des dispositifs de décharge, qui font partie du programme de gestion de la sécurité des procédés, sont importantes pour la poursuite de l'exploitation sûre d'une raffinerie, tout comme les ordres de travail de maintenance pour l'efficacité continue de le programme de « gestion du changement » de la raffinerie. Les programmes de permis de travail contrôlent le travail à chaud et le travail sécuritaire, comme l'isolement et le verrouillage, et l'entrée dans des espaces confinés. Les ateliers de maintenance et d'instrumentation ont des objectifs qui incluent :

• travail délicat et précis pour tester, entretenir et calibrer les commandes, les instruments et les ordinateurs des processus de raffinerie
• soudage
• réparation et révision d'équipement
• entretien des véhicules
• menuiserie et ainsi de suite.

 

La sécurité et la santé dans la construction et la maintenance reposent sur certains des programmes suivants.

Isolement

L'entretien, la réparation et le remplacement en toute sécurité des équipements dans les unités de traitement nécessitent souvent l'isolation des réservoirs, des récipients et des conduites afin d'empêcher la possibilité que des liquides ou des vapeurs inflammables pénètrent dans une zone où des travaux à chaud sont effectués. L'isolation est normalement obtenue en déconnectant et en fermant toutes les tuyauteries menant à ou provenant d'un navire ; aveugler ou obturer le tuyau à un raccordement près du réservoir ou du récipient ; ou fermer un double ensemble de vannes d'arrêt sur la tuyauterie, si prévu, et ouvrir une vanne de purge entre les deux vannes fermées.

Lockout / tagout

Les programmes de verrouillage et d'étiquetage empêchent l'activation par inadvertance d'équipements électriques, mécaniques, hydrauliques ou pneumatiques pendant la réparation ou l'entretien. Tout équipement électrique doit avoir son disjoncteur ou son interrupteur principal verrouillé ou étiqueté et testé pour garantir son non-fonctionnement, avant de commencer les travaux. Les équipements mécaniques, hydrauliques et pneumatiques doivent être mis hors tension et avoir leur source d'alimentation verrouillée ou étiquetée avant le début des travaux. Les conduites de fermeture de vannes sur lesquelles des travaux sont en cours ou qui sont isolées doivent également être verrouillées ou étiquetées pour empêcher toute ouverture non autorisée.

Métallurgie

La métallurgie est utilisée pour assurer la résistance et l'intégrité continues des conduites, cuves, réservoirs et réacteurs qui sont sujets à la corrosion des acides, des corrosifs, de l'eau acide et des gaz et autres produits chimiques créés et utilisés dans le traitement du pétrole brut. Des méthodes d'essais non destructifs sont utilisées dans toute la raffinerie pour détecter une corrosion et une usure excessives avant qu'une défaillance ne se produise. Des précautions de sécurité appropriées sont nécessaires pour prévenir les expositions excessives des travailleurs qui manipulent ou sont exposés à des équipements de test radioactifs, des colorants et des produits chimiques.

Les entrepôts

Les entrepôts stockent non seulement les pièces, les matériaux et l'équipement nécessaires à la poursuite des opérations de raffinage, mais stockent également les produits chimiques et les additifs emballés qui sont utilisés dans la maintenance, le traitement et le mélange. Les entrepôts peuvent également conserver les vêtements et équipements de protection individuelle requis, notamment les casques, les gants, les tabliers, la protection des yeux et du visage, la protection respiratoire, les chaussures de sécurité et imperméables, les vêtements ignifuges et les vêtements de protection contre les acides. Un stockage et une séparation appropriés des liquides inflammables et combustibles et des produits chimiques dangereux sont nécessaires pour prévenir les déversements, les incendies et le mélange de produits incompatibles.

Laboratoires

Les laboratoires sont chargés de déterminer les valeurs et la consistance des pétroles bruts avant le traitement, ainsi que d'effectuer les tests requis pour le contrôle de la qualité du produit fini. Le personnel de laboratoire doit être formé pour reconnaître les dangers inhérents à la manipulation et au mélange de produits chimiques toxiques et de liquides inflammables, et assurer sa protection et celle des autres.

Sécurité et hygiène de l'environnement et du travail

D'autres activités importantes de soutien à la raffinerie sont la sécurité, la prévention et la protection contre les incendies, la protection de l'environnement et l'hygiène industrielle. Ceux-ci peuvent être fournis en tant que fonctions distinctes ou intégrés dans les opérations de raffinage. Les activités de sécurité, de préparation et d'intervention en cas d'urgence et de prévention et de protection contre les incendies relèvent souvent de la même fonction au sein d'une raffinerie.

La fonction de sécurité participe aux programmes de gestion de la sécurité des procédés dans le cadre des équipes de revue de conception, de revue de pré-construction et de construction et de revue de pré-démarrage. La sécurité participe souvent au processus de qualification des sous-traitants, examine les activités des sous-traitants et enquête sur les incidents impliquant des employés et des sous-traitants. Le personnel de sécurité peut être chargé de superviser les activités nécessitant un permis, telles que l'entrée dans un espace confiné et le travail à chaud, et de vérifier la disponibilité et l'état de préparation des extincteurs portatifs, des installations de décontamination, des douches de sécurité, des douches oculaires, des dispositifs de détection et des alarmes fixes et des dispositifs d'urgence. des appareils respiratoires autonomes placés à des endroits stratégiques en cas de dégagement de gaz toxique.

Programmes de sécurité. La fonction de sécurité de la raffinerie est généralement responsable de l'élaboration et de l'administration de divers programmes de sécurité et de prévention des incidents, y compris, mais sans s'y limiter, les éléments suivants :

• conception, construction et revues de sécurité avant démarrage
• enquête et rapport sur les accidents, les incidents et les accidents évités de justesse
• plans de préparation aux situations d'urgence et programmes d'intervention
• programme de sécurité des entrepreneurs
• pratiques et procédures de travail sécuritaires
• lockout / tagout
• entrée en espace confiné et inerte
• échafaudage
• programme de sécurité électrique, de mise à la terre de l'équipement et de protection contre les pannes
• protection de la machine
• panneaux et avis de sécurité
• les systèmes de travail à chaud, de sécurité du travail et de permis d'entrée.

 

Pompiers. Les pompiers de la raffinerie et les intervenants d'urgence peuvent être des membres à temps plein de la brigade ; les employés désignés de la raffinerie, tels que les opérateurs et le personnel d'entretien qui sont formés et affectés pour intervenir en plus de leurs tâches habituelles ; ou une combinaison des deux. Outre les incendies, les brigades répondent traditionnellement à d'autres incidents de raffinerie tels que les rejets d'acide ou de gaz, le sauvetage de navires ou de réservoirs, les déversements, etc. La fonction de protection contre les incendies peut être responsable de l'inspection et des essais des détecteurs et des signaux d'incendie, ainsi que des systèmes et équipements de protection contre les incendies fixes et portables, y compris les camions de pompiers, les pompes à incendie, les conduites d'eau d'incendie, les bouches d'incendie, les tuyaux et les buses.

La lutte contre les incendies de raffinerie diffère de la lutte contre les incendies normale car plutôt que l'extinction, il est souvent préférable de laisser certains incendies continuer à brûler. De plus, chaque type de liquide, de gaz et de vapeur d'hydrocarbure possède des caractéristiques uniques de chimie du feu qui doivent être bien comprises afin de contrôler au mieux leurs incendies. Par exemple, l'extinction d'un feu de vapeur d'hydrocarbures sans arrêter d'abord le dégagement de vapeur ne créerait qu'un nuage de gaz de vapeur continu avec la probabilité d'un rallumage et d'une explosion. Les incendies dans des réservoirs contenant du pétrole brut et des résidus lourds doivent être traités avec des techniques de lutte contre les incendies spécifiques pour éviter la possibilité d'une explosion ou d'un débordement du réservoir.

Les incendies d'hydrocarbures sont souvent éteints en arrêtant l'écoulement du produit et en laissant le feu s'éteindre tout en appliquant de l'eau de refroidissement pour protéger les équipements, réservoirs et cuves adjacents des expositions à la chaleur. De nombreux systèmes de protection incendie fixes sont conçus dans ce but précis. La lutte contre les incendies dans les unités de procédé sous pression nécessite une attention et une formation particulières, en particulier lorsque des catalyseurs tels que l'acide fluorhydrique sont impliqués. Des produits chimiques spéciaux de lutte contre l'incendie, tels que la poudre sèche et les solutions mousse-eau, peuvent être utilisés pour éteindre les feux d'hydrocarbures et contrôler les émissions de vapeur.

Préparation aux urgences. Les raffineries doivent élaborer et mettre en œuvre des plans d'intervention d'urgence pour un certain nombre de situations potentielles différentes, y compris les explosions, les incendies, les rejets et les sauvetages. Les plans d'urgence doivent inclure l'utilisation d'une assistance extérieure, y compris les entrepreneurs, l'aide gouvernementale et mutuelle ainsi que la disponibilité de fournitures et d'équipements spéciaux, tels que la mousse anti-incendie et les matériaux de confinement et d'adsorption des déversements.

Essais de gaz et de vapeur

La surveillance, l'échantillonnage et les tests de gaz, de particules et de vapeurs dans les raffineries sont effectués pour garantir que le travail peut être effectué en toute sécurité et que les processus peuvent être exploités sans expositions toxiques ou dangereuses, explosions ou incendies. Les tests atmosphériques sont effectués à l'aide d'une variété d'instruments et de techniques pour mesurer la teneur en oxygène, les vapeurs et les gaz d'hydrocarbures et pour déterminer les niveaux d'exposition dangereux et toxiques. Les instruments doivent être correctement calibrés et ajustés avant utilisation, par des personnes qualifiées, pour assurer des mesures fiables et précises. Selon le lieu de travail, les dangers potentiels et le type de travail effectué, les tests, l'échantillonnage et la surveillance peuvent être effectués avant le début des travaux, ou à des intervalles spécifiés pendant les travaux, ou en continu tout au long des travaux.

Lors de l'établissement de procédures de raffinage pour l'échantillonnage et l'analyse d'atmosphères inflammables, inertes et toxiques, l'utilisation d'équipements de protection individuelle, y compris une protection respiratoire appropriée, doit être envisagée. Il convient de noter que les respirateurs de type cartouche ne conviennent pas aux atmosphères appauvries en oxygène. Les exigences d'essai devraient dépendre du degré de danger qui serait présent en cas de défaillance de l'instrument.

L'analyse des substances suivantes peut être effectuée à l'aide d'équipements portables ou d'instruments fixes :

Oxygène. Les compteurs de gaz combustibles fonctionnent en brûlant un échantillon infime de l'atmosphère testée. Afin d'obtenir une lecture précise des gaz combustibles, un minimum de 10 % et un maximum de 25 % d'oxygène doivent être présents dans l'atmosphère. La quantité d'oxygène présente dans l'atmosphère est déterminée en utilisant un compteur d'oxygène avant ou simultanément avec l'utilisation du compteur de gaz combustible. Les tests d'oxygène sont essentiels lorsque vous travaillez dans des espaces confinés ou fermés, car l'entrée sans protection respiratoire (à condition qu'il n'y ait pas d'exposition toxique) nécessite des concentrations normales d'oxygène dans l'air respirable d'environ 21 %. Les compteurs d'oxygène sont également utilisés pour mesurer la quantité d'oxygène présente dans les espaces inertés, pour s'assurer qu'il n'y a pas assez de présence pour soutenir la combustion pendant le travail à chaud ou d'autres opérations.

Vapeurs et gaz d'hydrocarbures. Le « travail à chaud » est un travail qui crée une source d'inflammation, comme le soudage, le coupage, le meulage, le décapage, le fonctionnement d'un moteur à combustion interne, etc., dans une zone où il existe un risque d'exposition à des vapeurs et des gaz inflammables. Afin d'effectuer des travaux à chaud en toute sécurité, des instruments connus sous le nom de compteurs de gaz combustibles sont utilisés pour tester l'atmosphère pour les vapeurs d'hydrocarbures. Les vapeurs ou gaz d'hydrocarbures ne brûlent que lorsqu'ils sont mélangés à de l'air (oxygène) dans certaines proportions et enflammés. S'il n'y a pas assez de vapeur dans l'air, le mélange est dit « trop pauvre pour brûler », et s'il y a trop de vapeur (trop peu d'oxygène), le mélange est « trop riche pour brûler ». Les proportions limites sont appelées « limites supérieure et inférieure d'inflammabilité » et sont exprimées en pourcentage du volume de vapeur dans l'air. Chaque molécule ou mélange d'hydrocarbure a des limites d'inflammabilité différentes, généralement comprises entre environ 1 et 10 % de vapeur dans l'air. La vapeur d'essence, par exemple, a une limite inférieure d'inflammabilité de 1.4 % et une limite supérieure d'inflammabilité de 7.6 %.

Atmosphères toxiques. Des instruments spéciaux sont utilisés pour mesurer les niveaux de gaz, vapeurs et particules toxiques et dangereux qui peuvent être présents dans l'atmosphère où les gens travaillent. Ces mesures sont utilisées pour déterminer le niveau et le type de protection nécessaire, qui peuvent aller de la ventilation complète et du remplacement de l'atmosphère à l'utilisation d'équipements respiratoires et de protection individuelle par les personnes travaillant dans la zone. Des exemples d'expositions dangereuses et toxiques qui peuvent être trouvées dans les raffineries comprennent l'amiante, le benzène, le sulfure d'hydrogène, le chlore, le dioxyde de carbone, les acides sulfurique et fluorhydrique, les amines, le phénol et autres.

Programmes de santé et de sécurité

La base de l'hygiène industrielle des raffineries est un programme de contrôles administratifs et techniques couvrant les expositions des installations aux produits chimiques toxiques et dangereux, la sécurité et l'hygiène des laboratoires, l'ergonomie et la surveillance médicale.

Les organismes de réglementation et les entreprises établissent des limites d'exposition pour divers produits chimiques toxiques et dangereux. La fonction d'hygiène du travail effectue une surveillance et un échantillonnage pour mesurer l'exposition des employés aux produits chimiques et substances dangereux et toxiques. Les hygiénistes industriels peuvent développer ou recommander des contrôles techniques, des pratiques de travail préventives, la substitution de produits, des vêtements et équipements de protection individuelle ou d'autres mesures de protection ou de réduction de l'exposition.

Programmes médicaux. Les raffineries exigent généralement des examens médicaux préalables et périodiques pour déterminer la capacité de l'employé à effectuer initialement et ultérieurement le travail, et s'assurer que les exigences de travail et les expositions continues ne mettront pas en danger la santé ou la sécurité de l'employé.

Protection personnelle. Les programmes de protection individuelle doivent couvrir les expositions typiques des raffineries, telles que le bruit, l'amiante, l'isolation, les déchets dangereux, le sulfure d'hydrogène, le benzène et les produits chimiques de procédé, y compris les caustiques, le fluorure d'hydrogène, l'acide sulfurique, etc. L'hygiène industrielle peut désigner l'équipement de protection individuelle approprié à utiliser pour diverses expositions, y compris les respirateurs à pression négative et à adduction d'air et la protection auditive, oculaire et cutanée.

Sécurité des produits. La sensibilisation à la sécurité des produits couvre la connaissance des dangers des produits chimiques et des matériaux auxquels le potentiel d'exposition existe sur le lieu de travail, et les mesures à prendre en cas d'exposition par ingestion, inhalation ou contact avec la peau. Des études toxicologiques sur le pétrole brut, les flux de raffinerie, les produits chimiques de procédé, les produits finis et les nouveaux produits proposés sont menées pour déterminer les effets potentiels de l'exposition sur les employés et les consommateurs. Les données sont utilisées pour élaborer des informations sur la santé concernant les limites d'exposition admissibles ou les quantités acceptables de matières dangereuses dans les produits. Ces informations sont généralement distribuées par des fiches de données de sécurité (MSDS) ou des documents similaires, et les employés sont formés ou sensibilisés aux dangers des matériaux sur le lieu de travail.

Protection environnementale

La protection de l'environnement est une considération importante dans les opérations de raffinage en raison des exigences de conformité réglementaire et d'un besoin de conservation à mesure que les prix et les coûts du pétrole augmentent. Les raffineries de pétrole produisent une large gamme d'émissions dans l'air et dans l'eau qui peuvent être dangereuses pour l'environnement. Certains d'entre eux sont des contaminants présents dans le pétrole brut d'origine, tandis que d'autres résultent des processus et des opérations de raffinage. Les émissions atmosphériques comprennent le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de soufre, les oxydes d'azote et le monoxyde de carbone (voir tableau 2). Les eaux usées contiennent généralement des hydrocarbures, des matières dissoutes, des solides en suspension, des phénols, de l'ammoniac, des sulfures, des acides, des alcalis et d'autres contaminants. Il existe également un risque de déversements et de fuites accidentels d'un large éventail de produits chimiques inflammables et/ou toxiques.

Les contrôles établis pour contenir les rejets de liquides et de vapeurs et réduire les coûts d'exploitation comprennent les éléments suivants :

• Conservation de l'énergie. Les contrôles comprennent le contrôle des fuites de vapeur et des programmes de récupération des condensats pour économiser l'énergie et augmenter l'efficacité.
• Pollution de l'eau. Les contrôles comprennent le traitement des eaux usées dans les séparateurs API et les installations de traitement ultérieures, la collecte, la rétention et le traitement des eaux pluviales et les programmes de confinement et de contrôle de la prévention des déversements.
• La pollution de l'air. Étant donné que les raffineries fonctionnent en continu, la détection des fuites, en particulier au niveau des vannes et des raccords de tuyauterie, est importante. Les contrôles comprennent la réduction des émissions de vapeurs d'hydrocarbures et des rejets dans l'atmosphère, des programmes d'étanchéité des vannes et des raccords de raffinerie, des joints de réservoirs à toit flottant et des programmes de confinement des vapeurs, et la récupération des vapeurs pour les installations de chargement et de déchargement et pour la ventilation des réservoirs et des navires.
• Pollution du sol. Empêcher les déversements d'hydrocarbures de polluer le sol et de contaminer les eaux souterraines est accompli par l'utilisation de digues et la fourniture d'un drainage vers des zones de confinement protégées et spécifiées. La contamination par déversement à l'intérieur des zones de digue peut être évitée par l'utilisation de mesures de confinement secondaires, telles que des revêtements de digue en plastique ou en argile imperméables.
• Intervention en cas de déversement. Les raffineries devraient élaborer et mettre en œuvre des programmes pour répondre aux déversements de pétrole brut, de produits chimiques et de produits finis, sur terre et dans l'eau. Ces programmes peuvent s'appuyer sur des employés formés ou sur des agences et sous-traitants externes pour répondre à l'urgence. Le type, la quantité nécessaire et la disponibilité des fournitures et de l'équipement de nettoyage et de restauration des déversements, sur place ou sur appel, doivent être inclus dans le plan de préparation.

 

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