Raffinage pétrolier

Raffinerie dans le Montana, États-Unis (©photo)

Définition et catégories

Le raffinage du pétrole est un procédé industriel qui permet de transformer le pétrole brut en différents produits finis tels que l’essence, le fioul lourd ou le naphta. Le pétrole brut est un mélange hétérogène d’hydrocarbures divers (molécules composées d’atomes de carbone et d’hydrogène), inutilisable en l’état. Ses composants doivent être séparés afin d’obtenir les produits finaux exploitables directement. On en distingue en général deux grands types :

·         les produits énergétiques, tels que l’essence, le diesel (gazole)ou le fioul ;

·         les produits non-énergétiques, tels que les lubrifiants, le bitume et les naphtas utilisés en pétrochimie.

Le raffinage ne se limite plus aujourd’hui à la séparation des différents hydrocarbures. Des procédés chimiques complexes sont également mis en œuvre afin d’optimiser les produits finaux. Les différentes coupes pétrolières peuvent ainsi subir des transformations, des améliorations et des mélanges pour obtenir des produits commercialisables et répondant aux normes environnementales.

Fonctionnement technique ou scientifique

Principe du raffinage (Source : IFP)

A son arrivée dans la raffinerie, le pétrole brut est stocké dans de grands réservoirs. Les pétroles bruts sont stockés et séparés selon leur teneur en soufre. Celle-ci détermine les procédés de raffinage à utiliser. Chaque unité de raffinage abrite un procédé industriel physico-chimique différent.

1 – La distillation du pétrole brut en vue d’obtenir les produits intermédiaires

La distillation du pétrole brut est réalisée en deux étapes complémentaires. Une première distillation dite atmosphérique permet de séparer les gaz, les essences et le naphta (coupes légères), le kérosène et le gazole (coupes moyennes) et les coupes lourdes. Les résidus des coupes lourdes subissent ensuite une distillation dite sous vide afin de séparer certains produits moyens.

Tour de distillation du pétrole (©DR)

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

La distillation sous vide : l’opération consiste à séparer sur le même principe que la distillation atmosphérique les produits lourds des résidus de produits moyens en les soumettant à une deuxième phase de distillation dite « sous vide ». La colonne plus petite est fermée puis dépressurisée, ce qui fait diminuer la pression. Les produits, alors plus volatils, ont une température d’ébullition plus faible permettant ainsi aux produits lourds d’être plus facilement récupérable. En haut de la colonne on récupère du gazole et à sa base du fioul lourd. Les résidus de cette distillation sous vide sont récupérés en vue de produire des lubrifiants.

2 - La transformation et l’amélioration de la qualité des coupes au sein des différentes unités de raffinage

Afin de répondre notamment à la demande importante en produits légers sophistiqués (40% de la demande totale de produits raffinés), les coupes subissent un certain nombre de transformations et d’améliorations qui s’effectuent au sein de  plusieurs unités de raffinage. Les raffineries européennes ont dû s’adapter à la croissance de la demande de diesel par rapport à l’essence.

Coupes lourdes (environ 40% du pétrole brut)

·         Les résidus sous vide sont transformés par viscoréduction ou « visbreaking ». Cette opération s’effectue en phase liquide entre 450°C et 500°C sous une pression entre 5 et 20 bars. Il s’agit d’un craquage thermique. Il permet d’obtenir des bitumes.

·         Les distillats sont transformés par craquage catalytique. Cette opération s’effectue à haute température : 500°C, en présence d’un catalyseur (substance favorisant les réactions chimiques). Ce traitement permet d’obtenir des fuels lourds.

Coupes moyennes (environ 35% du pétrole brut)

·         Le gazole léger, le gazole lourd mais aussi une partie des kérosènes sont améliorés par hydrodésulfuration. Cette opération est un traitement à l'hydrogène dont le but est de réduire la teneur en soufre de la coupe gazole.

·         La coupe de kérosène issue d’un brut contenant du soufre est améliorée par hydrotraitement. En présence de l’hydrogène contenu dans l’eau, de l’hydrogène sulfuré se forme et sépare ainsi le soufre de la coupe de kérosène. Il permet d’obtenir du kérosène adouci.

Le traitement au Mérox, permet par un procédé à la soude, de rendre inoffensif le soufre des kérosènes peu sulfurés.

Coupes légères (entre 20 et 25% du pétrole brut)

·         Les essences lourdes sont améliorées par le procédé de craquage catalytique permettant d’obtenir des supercarburants pour automobile (Super, Super sans plomb 95, Super sans plomb 98).

·         Les essences légères, en vue d’obtenir ces mêmes supercarburants, sont améliorées par :

·         isomérisation : procédé qui consiste à compenser une perte en indice d’octane due à la réduction légale de la teneur en plomb des essences;

·         alkylation : procédé inverse du craquage qui conduit à l'augmentation du nombre d'atomes de carbone d'un composé organique.

·         Le naphta est amélioré par hydrotraitement afin d’en extraire le soufre. Les gaz qu’il contient sont ensuite éliminés dans un « stabilisateur » puis séparés en deux fractions. Le naphta léger est stocké pour servir de mélange à la fabrication de carburants et le naphta lourd permet d’alimenter l’unité de reformage catalytique. La coupe de naphta hydrotraitée peut également être envoyée dans un vapocraqueur si elle est utilisée pour la pétrochimie.

·         Les gaz combustibles vont au four de la raffinerie.

·         Le propane et le butane ne nécessitent pas de transformation ou amélioration particulière.

3 - La fabrication des produits

Obtenus à l’aide de doseurs équipés de contrôleurs automatiques, de nouveaux mélanges sont ensuite effectués dans le but d’obtenir des produits finis répondant aux normes environnementales. Pour faire face à cette série d'opérations, les raffineries doivent disposer d'importants volumes de stockage, d'installations de réception des produits bruts et d'expédition des produits finis.

Par ailleurs, les raffineries produisent des lubrifiants destinés à améliorer le fonctionnement des moteurs et des machines, de l’industrie mais aussi des navires. Ces huiles et graisses sont fabriquées à partir des résidus de la distillation sous vide.

Enjeux par rapport à l'énergie

Enjeux environnementaux

Le raffinage rejette des produits polluants dans l’atmosphère dans le cadre d’une réglementation sévérisée. De plus les raffineries emploient de grandes quantités de substances potentiellement dangereuses pour l’homme et l’environnement. En France, elles sont classées selon la directive européenne Seveso, en fonction des quantités et des types de produits dangereux qu'elles utilisent. Ce classement, calculé par une somme pondérée des masses de produits présents sur un site, détermine le seuil autorisé. La pollution visuelle et auditive engendrée par le fonctionnement d’une raffinerie est également prise en compte.

Enjeux financiers et macro-économiques

Le secteur du raffinage connait actuellement dans les pays développés dont la France, des difficultés économiques aggravées par l’inadéquation entre les capacités de production (essentiellement de l’essence en France) et les besoins de consommation (accroissement de la demande de gazole). Les nouvelles raffineries sont en grande majorité construites en Asie et en Afrique, au plus près de la production pétrolière et des pays en développement. Ainsi aux coûts locaux inférieurs viennent s’ajouter d’importants gains logistiques.

Acteurs majeurs

Les procédés de raffinage et de pétrochimie sont vendus sous licence par Axens (IFP) ou UOP. Les raffineries sont construites par des Compagnies d’ingénierie comme Technip, KBR, Foster Wheeler, Lummus (CB&I), Heurtey-Petrochem etc.

Les plus grandes raffineries au monde

Raffineries dont la production est supérieure à 400 000 barils par jour en 2010, (D'après source Lefigaro.fr)

En France

Après l’annonce de la fermeture des raffineries de Dunkerque et de Reichstett, la France va compter 10 raffineries. Total, Esso, Pétroplus, Lyondell Basell et Inéos se partagent le marché du raffinage sur le territoire national. La majorité des raffineries se trouvent à proximité de zones portuaires afin de faciliter le transit avec les pétroliers.

Unités de mesure et chiffres clés

La demande mondiale en produits pétroliers est composée comme suit:

·         40 % pour les produits légers (carburants) ;

·         40 % pour les produits moyens (fioul, gazole) ;

·         20 % pour les produits lourds.

En 2011, les capacités de raffinage dans le monde étaient de 93 millions de barils par jour.

Zone de présence ou d'application

Développement géographique des capacités de raffinage

Raffinage, capacités de production

Répartition mondiale des capacités de raffinage en 2011 par zone géographique:

·         Asie & Pacifique : 31,3% (29,1 millions de barils traités / jour)

·         Afrique : 3,6% (3,3 millions de barils / j)

·         Moyen-Orient : 8,6% (8 millions de barils / j)

·         Europe & Eurasie : 26,4% (24,6 millions de barils / j)

·         Amérique du Sud & centrale : 7,1% (6,6 millions de barils / j)

·         Amérique du Nord : 23% (21,4 millions de barils / j)

Passé et présent

1910 : la première unité de distillation continue de pétrole brut est construite par la société américaine Power Specialty Company.

Années 1960 : le rôle principal d’une raffinerie consiste à fractionner le brut en coupes essences, gazoles et fioul lourd.  Puisqu’aucun procédé intermédiaire complexe n’est utilisé, ce raffinage ne consomme que peu d’énergie.

Années 1980 et 1990 : en raison d’une forte surcapacité de raffinage dans le monde durant les années 80, les capacités de distillation subissent d’importantes réductions aux Etats-Unis et en Europe. Le but est d’augmenter le taux d’utilisation (rapport entre la quantité du brut traitée et la capacité de distillation). Ce taux passe alors en moyenne de 70 à 80%.

Années 2000 : les hydrocarbures exploités sont plus lourds et nécessitent davantage de transformations pour obtenir les produits légers et moyens qui sont demandés en majorité (80%). Les unités de raffinage évoluent pour permettre ces conversions dites profondes.

Futur

Des procédés de raffinage appelés à évoluer

Le secteur du raffinage pétrolier est soumis à plusieurs contraintes qui obligent les exploitants à modifier leurs orientations de production. Les exigences de qualité pour les produits finis sont de plus en plus fortes.

Les types de pétrole brut exploités s’élargissent y compris vers des pétroles lourds et des pétroles non conventionnels (ex : sables bitumineux, schistes bitumineux).

Les pressions économiques poussent à une valorisation maximum de chaque baril à un coût notamment énergétique plus bas.

Des normes contraignantes obligeant le secteur à s’adapter régulièrement

Au cœur des préoccupations environnementales, l’industrie du raffinage est contrainte de s’adapter régulièrement à des normes émanant d’institutions comme la Commission européenne ou l’EPA (Environnemental Protection Agency) :

·         L’EPA souhaite réduire les émissions de gaz à effet de serre en introduisant un quota de biocarburants. L’éthanol devrait constituer en 2020 16% de la demande en essence.

·         L’Union européenne impose aux raffineries, notamment à l’aide d’un système de quotas de CO₂, de réduire les émissions de gaz à effet de serre et polluants (Souffre, NO_x, CO₂). 

SOURCE: CONNAISSANCE DES ENERGIES

Énergie et gaz à effet de serre en 2017 : l’AIE lance un « avertissement »

parue le 22 mars 2018

     

Le charbon a compté pour près de 27% de la consommation mondiale d’énergie primaire en 2017. Ici, la mine de Goonyella dans le nord-est de l’Australie. (©Peabody)

En 2017, la consommation mondiale d’énergie a augmenté de 2,1% et les émissions de CO₂ associées sont reparties à la hausse selon un rapport publié le 22 mars par l’Agence internationale de l’énergie (AIE)⁽¹⁾. Un constat bien éloigné de la trajectoire nécessaire pour atteindre les objectifs de la COP21.

Toujours près de 81% d’énergies fossiles

En 2017, la consommation mondiale d’énergie primaire aurait avoisiné 14 050 Mtep selon les premières estimations de l’AIE, ce qui correspond à une hausse de 2,1% par rapport à 2016 et de 40% par rapport à 2000. Alors que le terme de « transition énergétique » occupe une place croissante dans les discours depuis la COP21, les énergies fossiles ont encore satisfait près de 81% de la demande énergétique mondiale l’an dernier, « un niveau qui est resté stable depuis plus de trois décennies malgré la forte croissance des énergies renouvelables » selon l’AIE.

La consommation de toutes les énergies, y compris de charbon, a progressé en 2017. C’est d’ailleurs le « principal changement » du système énergétique en 2017 selon l’AIE : la consommation mondiale de charbon a augmenté de près de 1%, après deux années de déclin⁽²⁾. Cette hausse est due à une forte demande asiatique à des fins de production électrique. Rappelons que le charbon reste ainsi de loin la première source d’électricité dans le monde, comptant pour 37% du mix de production en 2017.

Les consommations de pétrole et de gaz naturel au niveau mondial ont quant à elles respectivement augmenté de 1,6% et 3% en 2017. Environ 70% de la hausse de la demande mondiale d’énergie l’an dernier a ainsi été in fine satisfaite par les énergies fossiles, souligne l’AIE.

Les énergies renouvelables, qui ont connu la plus forte croissance au sein du mix énergétique mondial en 2017, ont satisfait près d’un quart de la hausse de la consommation mondiale l’an dernier. Leur développement est tirée par les filières productrices d’électricité (+ 6,3% en 2017), en particulier par l’éolien, le solaire photovoltaïque et l’hydroélectricité (qui a compté à elle seule pour 65% de la production électrique renouvelable en 2017).

La production du parc nucléaire mondial a pour sa part augmenté de 3% en 2017, comptant pour près de 10% du mix électrique global.  Précisons que le vecteur électricité a encore connu en 2017 une croissance mondiale « significativement plus élevé » (+3,1%) que celle de la demande énergétique, confirmant le mouvement d’électrification.

Le charbon reste encore de loin la première source d’électricité dans le monde. En 2017, les centrales au charbon ont produit 280 TWh de plus qu’en 2016. (©Connaissance des Énergies, d’après AIE)

Des émissions de CO₂ à nouveau en hausse

En 2017, les émissions mondiales de CO₂ liées à l’énergie ont augmenté de 1,4%, atteignant un niveau record de 32,5 Gt. Cette baisse intervient après 3 années de stabilisation des émissions et « contraste avec la forte réduction nécessaire pour atteindre les objectifs de l’accord de Paris sur le changement climatique », souligne l’AIE.

Selon l’agence, la hausse des émissions l’an dernier équivaut aux émissions annuelles de 170 millions de voitures supplémentaires. Elle est principalement due à la forte croissance économique mondiale (3,7% en 2017), aux prix peu élevés des combustibles fossiles et à des « efforts plus faibles » en matière d’efficacité énergétique.

L’intensité énergétique mondiale, c’est-à-dire la consommation d’énergie par point de PIB⁽³⁾, aurait baissé de seulement 1,7% en 2017, contre 2,3% en moyenne au cours des trois années précédentes. C’est surtout moitié moins que le rythme jugé nécessaire par l’AIE pour rester sur une trajectoire compatible avec l’accord de Paris.

L’AIE note toutefois des trajectoires d’émissions différentes selon les pays. Les États-Unis ont notamment vu leurs émissions de CO₂ liées à l’énergie baisser de 0,5% en 2017, en raison de la hausse de la production d’électricité d’origine renouvelable conjuguée à une baisse de la demande nationale d’électricité. Au Royaume-Uni, ces émissions ont baissé de 3,8% l’an dernier grâce à une forte baisse de la consommation de charbon (au profit du gaz et des énergies renouvelables), atteignant leur plus bas niveau annuel depuis 1960.

Les émissions de l’Union européenne, considérée comme un porte-étendard dans la lutte contre le changement climatique, ont en revanche augmenté de 1,5% en raison de la forte hausse de la consommation de pétrole et de gaz naturel. Pour l’AIE, ces constats constituent, si cela était encore nécessaire, « un avertissement important », les efforts actuels étant très insuffisants pour atteindre les objectifs de la COP21.  

Les pays asiatiques sont à l’origine de deux tiers de la hausse des émissions mondiales de CO₂relatives à l’énergie. (©Connaissance des Énergies, d’après AIE)

SOURCE: www.connaissancedesenergies.org

COULAGE DE LA DALLE DE COMPRESSION PAR LES PELLETEURS

Actuellement cette forme de coulage commence à disparaître progressivement dans le pays, remplacée par la méthode des seaux de maçon que je trouve inefficace et mauvaise surtout pour l’homogénéité du ciment car elle se fait durant 2, 3 jours voir même une semaine.

Le coulage par les seaux se fait souvent par le maçon  ou par des manœuvres constitués en équipe et qui ne savent rien du dosage du béton. Il prend beaucoup de temps ce qui est mauvais pour le ciment en plus le dosage du béton dans les normes n'est pas respecté.

Je ne sais pas pourquoi c'est la mode actuellement dans le pays surtout pour les maisons individuelles R+1, R+2, soit c'est pour économiser de l'argent, soit c'est de la paresse ou les deux à la fois, dans tous les  cas à mon avis c'est une mauvaise option pour la durabilité de la dalle. C'est pourquoi la plus part des dalles coulées à cette méthode laissent passer l'eau pendant la saison des pluies.

Pour toutes ces raisons, je préfèrent de loin le coulage vibré par les pelleteurs  à défaut d'avoir une machine à couler, qui se fait en un jour en respectant le dosage normal du béton car effectué par des professionnels.   

Coffrage poutre noyé 

TOUBA CLEAN ENERGY

Chantiers: COFFRAGE D'un plancher à ourdis

« Le solaire est la principale source d’électricité renouvelable en Afrique »

     

Panneaux photovoltaïques dans le désert du Namib en Namibie (©photo) 

Il est à première vue possible de penser que l’énergie solaire produit davantage d’électricité que les autres énergies renouvelables (EnR) en Afrique, eu égard à l’ensoleillement très favorable. Ce n’est pourtant pas le cas.

C’est de très loin l’hydroélectricité qui génère le plus d’électricité parmi les EnR. En Afrique du Nord, la contribution de l’énergie hydraulique s’élève à 6% de la production électrique totale (68% pour le gaz)⁽¹⁾. En Afrique subsaharienne, elle compte pour 22% de la production (56% pour le charbon)⁽²⁾. Cette part atteint même près de 60%, si l’on exclut l’Afrique du Sud de la zone subsaharienne⁽³⁾. En comparaison, la contribution des autres EnR se limite à près de 1% sur l’ensemble du continent africain.

L’énergie solaire dispose toutefois d’un énorme potentiel en Afrique : 47% du continent reçoit un ensoleillement supérieur à 2 100 kWh/m2/an, soit deux fois plus qu’en Allemagne⁽⁴⁾. Il existe également des projets de solaire thermodynamique (CSP). Selon le scénario « New Policies » de l’AIE, l’énergie solaire pourrait en particulier compter pour 7% de la production électrique totale de l’Afrique subsaharienne en 2040 (4% pour le photovoltaïque, 3% pour le CSP). C’est davantage que les projections pour la plupart des autres EnR : géothermie (3%), bioénergies (3%) et éolien (2%).

L’hydroélectricité restera néanmoins toujours la principale source d’électricité renouvelable en 2040 (26% en Afrique subsaharienne selon l’AIE). La puissance des barrages d’Inga en République démocratique du Congo devrait en particulier être fortement augmentée. Elle pourrait à terme atteindre 44 GW, soit plus de deux fois plus que la puissance de l’immense barrage chinois des Trois Gorges.

SOURCE: CONNAISSANCE DES ENERGIES

Consomme-t-on de l’électricité lorsqu’on laisse un chargeur branché « à vide » ?

     

En laissant une quinzaine de chargeurs branchés « à vide » 3 heures par jour pendant un an, le coût de la consommation électrique annuelle associée peut avoisiner 1 euro selon l'Ademe. (©Connaissance des Énergies)

Un chargeur laissé branché « à vide » à une prise de courant, c’est-à-dire lorsqu’il n’est pas relié à un appareil (téléphone portable, ordinateur, etc.), consomme tout de même de l’électricité bien que cette consommation soit très réduite.

Les chargeurs contiennent en effet des transformateurs qui, comme leur nom l'indique, transforment la tension du courant sortant de la prise (disponible en 220 volts) en une plus faible tension nécessaire à l’appareil branché (typiquement 12 V). Ces transformateurs consomment de l’électricité, y compris lorsque les chargeurs ne sont pas connectés à un appareil (ou lorsque la charge de l’appareil connecté est terminée). C’est pourquoi il est important de ne pas laisser brancher les chargeurs hors des temps de recharge.

Selon le Lawrence Berkeley National Laboratory⁽¹⁾, un chargeur branché « à vide » peut entraîner un appel de puissance moyen de 0,26 W (la puissance appelée lors de la recharge d’un smartphone ou d'une tablette avoisine généralement 5 à 10 W). Si ledit chargeur reste par exemple branché inutilement 3 heures par jour pendant un an, cela engendre une consommation « fatale » annuelle d’environ 285 Wh.

Au niveau européen, un règlement d’avril 2009 relatif aux exigences d’écoconception sur les alimentations externes fixe à 0,3 W la « consommation électrique hors charge » maximale des petits chargeurs⁽²⁾. Précisons que les chargeurs disposent d’un système de détection qui leur permet de passer du mode de charge au mode de consommation « attente de charge » lorsqu’ils sont branchés «  à vide » (ou lorsque la charge de l’appareil connecté est terminée).

Le coût associé à un chargeur branché «  à vide » 3 heures par jour pendant un an est certes très limité pour les consommateurs, de l’ordre de quelques centimes d’euros en France. A l’échelle d’un pays, le cumul de ces consommations peut toutefois constituer un volume significatif d’électricité, et il s’agit surtout d’un gaspillage dont le consommateur ne retire aucun bénéfice. De nombreux organismes comme l’Ademe appellent ainsi les citoyens à contribuer aux économies d’énergie en débranchant notamment leurs chargeurs et en réduisant les consommations de veille de leurs appareils électroniques⁽³⁾.

Compte tenu du nombre croissant d’équipements électroniques (de 15 à 50 par foyer), la consommation de l'ensemble des veilles « conventionnelles »⁽⁴⁾, incluant les chargeurs branchés, engendrerait un coût pouvant atteindre 80 euros par foyer par an selon l’Ademe.

SOURCE : CONNAISSANCE DES ENERGIES