L'aval dans l'industrie du pétrole et du gaz

Unité de brut

Le raffinage du pétrole brut commence dans l'unité de brut, dont le rôle principal est de séparer les différents composants.

Fonctionnement des unités de brut

Le pétrole brut lourd contient généralement des sels. Les sels de chlorure ne provoquent pas seulement un colmatage en aval du processus de raffinage, mais corrodent également les équipements sous la forme d'acide chlorhydrique (HCl), formé par hydrolyse à haute température. Le pétrole brut à forte teneur en sel doit d'abord passer par un dessaleur pour éliminer l'impureté. Lors de cette étape de prétraitement, le pétrole brut est chauffé à un niveau légèrement supérieur au point d'ébullition de l'eau, puis mélangé à de l'eau douce pour diluer le sel. Ensuite, le mélange passe dans un bassin de décantation pour séparer l'huile et l'eau salée. Un champ électrostatique accélère le processus de séparation.

Après le dessalage, le pétrole brut est chauffé à environ 280 °C (540 °F). Cette matière première partiellement vaporisée entre par le bas de l'unité de distillation du brut (CDU), également appelée unité de distillation atmosphérique, car le traitement s'effectue à une pression proche de la pression atmosphérique : 1,2 à 1,5 atm (17,6 à 22 psi) en haut de la colonne. Cette colonne comporte un rebouilleur en bas et un condenseur en haut, ce qui crée un gradient de température. Les fractions ayant un point d'ébullition plus élevé - les composés plus lourds et moins volatils - restent près du fond, tandis que les fractions ayant un point d'ébullition plus bas - les composés plus légers et plus volatils - s'élèvent vers le haut. Des plateaux perforés empilés le long de la colonne permettent aux composés les plus légers de continuer à monter tandis que les composés les plus lourds descendent. Les composants d'hydrocarbures séparés, ou fractions, sont soutirés à différentes hauteurs le long de la colonne de distillation en fonction de leur point d'ébullition.

L'huile résiduelle peut être séparée davantage, mais la distillation thermique ne peut avoir lieu à la pression atmosphérique car les températures élevées requises endommageraient les hydrocarbures.

Pour une distillation supplémentaire, l'huile résiduelle entre dans une unité de distillation sous vide (VDU). À des pressions aussi faibles que 10 in H₂O (0,36 psi), le point d'ébullition des huiles plus lourdes est suffisamment bas pour éviter la décomposition thermique ou le craquage. Le four à vide chauffe l'huile résiduelle à environ 400 °C (750 °F), où elle se vaporise dans l'environnement à basse pression et se fractionne en divers composants en vue d'un traitement et d'un raffinage ultérieurs :

• Gazole léger et gazole lourd (également appelé gazole sous vide) - pour être transformé en huile de base ou en matière première pour les hydrocraqueurs et les unités de craquage catalytique fluide (FCC).
• Résidus de vide - comme matière première pour les unités de cokéfaction, les unités FCC, les hydrocraqueurs et les hydrotraiteurs

Solutions de mesure pour les unités de brut

Il existe trois applications principales pour les assemblages flexibles de température multipoints dans une unité de brut :

• Surveillance de la formation de coke dans la zone éclair. Les colonnes de distillation atmosphérique et sous vide comportent toutes deux des zones de flash, où une partie de la charge chaude se transforme en vapeur à l'entrée de la colonne. En mesurant radialement la distribution de la température des points chauds dans le garnissage de la zone de flash, les opérateurs peuvent détecter la formation précoce de coke et ajuster le taux d'huile de lavage en conséquence afin de minimiser ou d'éliminer les dépôts de coke.
• Contrôle de la température au sommet de la tour et du gradient de température en hauteur. Lorsque les gaz de tête se refroidissent, il est possible que différents sels - chlorure d'ammoniac ou sels formés à partir d'inhibiteurs de tête - se cristallisent à différentes températures en amont du système de lavage de tête. Une formation précoce peut entraîner un dépôt de sel et la corrosion des métaux. Une solution multipoint permet aux opérateurs de mieux contrôler les températures au sommet de la tour afin de minimiser ou d'éliminer la formation précoce de sel.
• Mesure de la température du plateau. Un thermocouple multipoint est un moyen simple de prendre plusieurs mesures de température à partir d'une seule buse.

Thermocouples de peau tubulaire pour four

WIKA propose des solutions innovantes de thermocouple pour les chauffages à flamme. Grâce aux nombreux tests de thermocouple effectués dans notre centre de recherche et de développement de pointe situé près du Houston Ship Channel, nous pouvons vous aider à déterminer la configuration et l'emplacement appropriés des capteurs de température pour vos fours.

Quel que soit son emplacement, le thermocouple doit être acheminé et installé correctement. Par exemple, les utilisateurs doivent tenir compte de la dilatation thermique du tube du four et protéger le capteur de la chaleur directe des brûleurs. Si le thermocouple est mal acheminé et installé, sa durée de vie risque d'être plus courte, voire de ne pas fonctionner correctement.

Avec les avancées de WIKA dans la technologie des thermocouples à peau tubulaire, la précision n'est pas la seule chose qui a été optimisée. La facilité d'installation est également une caractéristique clé de nos solutions de mesure de la température, car notre personnel de service sur le terrain collabore continuellement avec les ingénieurs concepteurs de WIKA pour rationaliser le process. Que le capteur soit doté d'un bouclier thermique moulé ou non, l'installation est rapide et fiable - à chaque fois.

Unité de cokéfaction

Les unités de cokéfaction utilisent une température élevée (< 480 °C/900 °F) et une forte pression pour décomposer, ou craquer, les plus grosses molécules d'hydrocarbures du résidu sous vide afin de produire des fractions plus légères et de plus grande valeur. Le craquage thermique dans une unité de cokéfaction produit également du carbone solide, appelé coke de pétrole (pet coke), utilisé comme source d'énergie ou comme matériau primaire dans la fabrication.

Fonctionnement des unités de cokéfaction

Une unité de cokéfaction retardée (DCU), le type de cokéfaction le plus courant, comporte deux éléments principaux : un réchauffeur et deux ou plusieurs réservoirs à coke. Dans l'appareil de chauffage, les tubes du four transportent l'aliment à travers des sections radiantes et de convection, où il atteint sa température de craquage thermique. Ce fluide pénètre ensuite dans le réservoir à coke, où se produit le craquage. (On parle alors de "retard", car la réaction n'a pas lieu dans le réchauffeur ou le réacteur). Les vapeurs d'hydrocarbures sortent par le haut du tambour, tandis que le coke se dépose au fond. Lorsqu'un réservoir est plein, il est mis hors ligne pour être décoké, tandis qu'un autre réservoir, maintenant décoké, est remis en ligne. Des coupeurs d'eau à haute pression éliminent les solides du réservoir à coke.

Un autre type est la cokéfaction fluide. L'alimentation est pulvérisée dans le brûleur sous la forme d'un solide fluidifié, et est brûlée à nouveau à la fois comme combustible et pour craquer davantage les longues chaînes d'hydrocarbures. Un flexicoker est semblable à une cokéfaction fluide, mais avec la possibilité d'une gazéification partielle ou totale du coke. L'avantage des cokeurs et des flexicokeurs à fluide est qu'ils permettent d'obtenir des rendements plus élevés en hydrocarbures liquides de grande valeur.

Avantages d'une mesure précise de la température dans les cokeurs

Quel que soit le type de cokeur, ces unités travaillent dans des conditions difficiles : températures extrêmement élevées, fortes vibrations, alimentation corrosive et volatile. La sécurité et les rendements optimaux nécessitent une instrumentation fiable pour surveiller et contrôler en permanence les process. En particulier, un réchauffeur de cokeur doit être équilibré à la fois du côté du process et du côté du feu.

Grâce à des informations précises sur la température et le flux du processus, les tubes des fours d'une raffinerie peuvent avoir une longueur de parcours trois fois supérieure à celle d'un réchauffeur moyen. Il est primordial de mesurer avec précision la température des peaux tubulaires. Si un thermocouple de peau (TSTC) affiche une valeur élevée, les opérateurs réduiront inutilement la durée de fonctionnement, ce qui entraînera une baisse de la production. S'il est trop bas, les opérateurs augmenteront sans le savoir la durée de fonctionnement, ce qui augmentera le risque d'éclatement du tube et d'arrêt imprévu.

WIKA dispose d'un portefeuille de TSTC innovants conçus pour maximiser la production et la sécurité des installations. Nous proposons également des services d'installation et un programme de surveillance des fours à la pointe de la technologie, avec balayage infrarouge, contrôle de l'état des équipements, analyse des données et dépannage.

Unité de craquage catalytique fluide (FCC)

Comme une unité de cokéfaction, une unité de craquage catalytique fluide (FCC) convertit le pétrole résiduel lourd en produits plus légers et de plus grande valeur, tels que l'essence et les oléfines légères que sont le propylène et le butylène. Mais contrairement à l'unité de cokéfaction, qui utilise uniquement des températures élevées pour craquer de longues chaînes d'hydrocarbures, le craquage catalytique fluide introduit un catalyseur pour rendre ce processus plus efficace.

Fonctionnement des unités FCC

Dans un réacteur, l'huile résiduelle est mélangée à de la silice-alumine, à de la zéolite d'aluminosilicate ou à un autre catalyseur. Ce contact physique, en présence de températures et de pressions appropriées, entraîne une réaction chimique qui fractionne la matière première en molécules plus petites, qui sont séparées et extraites dans le fractionneur. Le catalyseur n'est pas modifié chimiquement au cours de cette réaction, mais le carbone recouvre la poudre, les billes ou les pastilles. Le catalyseur usé entre dans le régénérateur, où le carbone est brûlé, puis retourne dans le réacteur.

Contrôle de la température dans les unités FCC

Les unités de FCC, qui font la fortune des raffineries modernes, peuvent fonctionner en continu, à l'exception d'un arrêt planifié tous les cinq ans pour une maintenance régulière. Dans l'idéal, le délai d'exécution est court afin que l'équipement puisse recommencer à raffiner. Mais si le démarrage n'est pas effectué correctement, de la condensation peut se produire, le catalyseur devient humide et collant, et l'unité doit être arrêtée à nouveau pour être nettoyée. Pour éviter ce scénario coûteux, il est important de surveiller en permanence la température de la plate-forme pendant le réchauffement de l'unité afin d'éviter la condensation. Le régénérateur est une autre zone clé pour le contrôle de la température, afin de s'assurer que les conditions sont suffisamment chaudes pour brûler le carbone et régénérer le catalyseur.

Unité d'alkylation

Une unité d'alkylation produit des iso-paraffines appelées alkylats. Elle produit ce composant de mélange d'essence à indice d'octane élevé en combinant de l'isobutane (provenant de l'unité d'isomérisation de la raffinerie) avec du propylène ou du butylène (provenant d'une unité de FCC) en présence d'un catalyseur. Également appelé "alky", ce dispositif joue un rôle important dans le respect des normes actuelles strictes en matière de carburants et de réduction des émissions.

Types d'unités d'alkylation

l existe aujourd'hui quatre types d'unités d'alkylation, nommées d'après le catalyseur utilisé. Les unités conventionnelles sont l'unité d'alkylation de l'acide fluorhydrique (HFAU) et l'unité d'alkylation de l'acide sulfurique (SAAU). Le principal problème de ces unités est que les catalyseurs acides liquides sont corrosifs, toxiques et potentiellement nocifs pour l'environnement. Il est donc primordial de prévenir les émissions et les fuites. Le système de contrôle d'étanchéité des séparateurs WIKA comporte une deuxième membrane interne qui assure une séparation fiable de l'environnement et du process en cas de défaillance de la membrane primaire. Si cela se produit, la pression surveillée dans l'espace intermédiaire augmente et le système alerte les opérateurs de l'événement de rupture. Pour éviter les risques inhérents à l'utilisation d'acides liquides, certaines raffineries adoptent l'alkylation d'acides solides et l'alkylation de liquides ioniques. Ces deux technologies sont prometteuses, car les catalyseurs sont moins dangereux à manipuler, à régénérer et à éliminer que le HF ou le H₂SO₄.

Quel que soit le catalyseur ou la technologie, l'alkylation nécessite des plages de température et de pression précises pour des réactions chimiques optimales.

1,5. Réformeur à régénération continue du catalyseur (RCC)

Le reformage catalytique est un processus par lequel les naphtes sont convertis en composants de mélanges d'essence à indice d'octane élevé, ou reformats, à l'aide d'un catalyseur en présence de chaleur et de pressions élevées. L'une des réactions chimiques étant la déshydrogénation, le reformage catalytique produit de grandes quantités d'hydrogène, qui est utilisé dans les hydrocraqueurs et ailleurs dans la raffinerie.

Fonctionnement des reformeurs CCR

Dans un reformeur typique à régénération continue du catalyseur (CCR), le processus commence par le chauffage de l'alimentation en naphta à la température appropriée. De là, l'alimentation entre dans une série de réacteurs, où des lits de catalyseurs à mouvement lent, généralement à base de platine, accélèrent la réaction chimique pour produire une série d'hydrocarbures de plus grande valeur. Les reformats obtenus, ainsi que le gaz de reformage et l'hydrogène, sont séparés.

Les processus dans le réacteur déposent du coke sur le catalyseur. Après avoir quitté le dernier réacteur, le catalyseur usé est acheminé vers le régénérateur pour être décoké, puis il retourne à nouveau dans le réacteur.

La régénération continue du catalyseur est plus populaire et plus efficace que le reformage semi-régénératif, qui utilise un catalyseur en lit fixe qui ne peut être régénéré que pendant les arrêts de quelques mois. Le CCR, quant à lui, peut fonctionner sans interruption, à l'exception d'une rotation tous les trois ans environ.

Où surveiller la température dans un reformeur CCR ?

La température joue un rôle clé dans l'optimisation des processus chimiques d'un reformeur CCR, et les capteurs de température fonctionnent dans des conditions difficiles.

• Four : Une mesure précise et robuste de la température de la peau des tubes est importante pour la sécurité des opérations et l'optimisation du rendement de l'unité. Une unité CCR typique possède des fours à cellules multiples - un pour chaque lit/zone de catalyseur - qui comportent des tubes disposés en guirlandes ou en tonnelles. Le tube et le collecteur se dilatent sous l'effet de la chaleur, de sorte que l'instrument doit traiter la dilatation différentielle tridimensionnelle.
• Réacteur : Des capteurs de température dans les lits catalytiques en mouvement permettent de contrôler la performance du catalyseur et de détecter une distribution inégale du flux. Cependant, les instruments de mesure sont susceptibles d'être érodés par le contact répété avec les granulés de catalyseur. Un câble technique à paroi épaisse offre une protection contre les catalyseurs en mouvement et les températures élevées.
• Régénérateur : Le catalyseur usagé subit une oxydation pour éliminer le dépôt de coke, puis une chloration pour restaurer son acidité. Un thermocouple multipoint flexible surveille la température des gaz dans chaque zone afin de garantir une durée de vie maximale du catalyseur. Dans cet environnement à haute température et corrosif, le superalliage Inconel est le matériau recommandé pour les instruments de mesure.

Les unités CCR pouvant varier considérablement en fonction du concédant, il est essentiel de comprendre les différences pour disposer d'un instrument adéquat.

Hydrocraqueur

Les unités d'hydrocraquage permettent de transformer une variété de matières premières de faible valeur en distillats moyens tels que le carburéacteur, le diesel, le kérosène et le gazole léger.

Fonctionnement des unités d'hydrocraquage

Comme leur nom l'indique, les réacteurs d'hydrocraquage décomposent les gazoles plus lourds dans une atmosphère riche en hydrogène, à l'aide d'un catalyseur à lit fixe (généralement une zéolithe), à des températures élevées (400-815 °C/750-1 500 °F) et à des pressions élevées (70-140 bar/1.000-2.000 psi). Le mélange craqué entre ensuite dans un fractionneur, où les distillats ayant un point d'ébullition plus bas sont extraits, et l'huile restante ayant un point d'ébullition plus élevé est recyclée dans le réacteur pour être à nouveau convertie.

L'hydrogène joue deux rôles dans ce processus :

• Combinaison avec des hydrocarbures insaturés craqués pour former des produits saturés de grande valeur
• Contrôle de la température dans le réacteur (la saturation en hydrogène est exothermique, l'ajout d'hydrogène entraîne donc une augmentation de la chaleur).

Les gazoles lourds contiennent généralement des quantités importantes de soufre et d'azote. Dans un hydrocraqueur à deux étapes, la première étape est l'hydrotraitement : l'utilisation d'un catalyseur pour éliminer les impuretés de la matière première et la liaison de l'hydrogène avec le soufre et l'azote pour produire du sulfure d'hydrogène (H2S) et de l'ammoniac (NH3) à l'état gazeux. L'eau de lavage dissout ces gaz et l'hydrosulfure d'ammonium (NH4HS) qui en résulte est acheminé vers le stripping. Dans le cas des hydrocraqueurs à une étape, la charge d'alimentation doit d'abord passer par un hydrotraiteur pour éliminer les composés indésirables.

L'importance de la surveillance de la température dans les hydrocraqueurs

Le craquage catalytique est un processus endothermique, tandis que la saturation en hydrogène dégage de la chaleur. La sécurité et l'efficacité de l'hydrocraquage dépendent donc du maintien de la température du réacteur dans une certaine fourchette. La surveillance du profil de température permet aux opérateurs de mieux comprendre et contrôler les performances du réacteur, notamment pour éviter les emballements thermiques.

Comme les unités d'hydrocraquage varient en fonction du concédant, il est important de travailler avec des spécialistes qui comprennent l'industrie et peuvent concevoir une large gamme de systèmes de profilage de la température pour les unités d'hydrocraquage - le tout complété par des installations multipoints expertes et une assistance à la clientèle 24 heures sur 24, 7 jours sur 7. WIKA a une longue histoire de solutions de mesure qui aident les raffineries à prévenir les arrêts non planifiés, à améliorer les longueurs de tirage et à augmenter la rentabilité.

Hydrotraiteur

Les hydrotraiteurs, également appelés unités d'hydrodésulfuration (HDS), sont des équipements de traitement qui éliminent le soufre ainsi que l'azote, l'oxygène, les métaux lourds et d'autres produits indésirables des stocks de mélange ou des matières premières. Il s'agit de l'une des étapes les plus importantes des opérations de raffinage modernes :

• Les raffineries doivent respecter des normes environnementales de plus en plus strictes pour réduire les émissions du gaz naturel et des carburants de transport.
• L'hydrotraitement prolonge la durée de vie des catalyseurs, car les composés de soufre et d'azote peuvent empoisonner les catalyseurs métalliques.
• Les impuretés présentes dans les charges d'alimentation peuvent encrasser les unités de traitement, de sorte que l'hydrotraitement permet d'augmenter les durées de traitement et d'éviter les arrêts inutiles de l'équipement en aval.

Fonctionnement des hydrotraiteurs

Semblable à un hydrocraqueur, un hydrotraiteur mélange la matière première avec de l'hydrogène, chauffe le mélange à (260-400 °C/500-750 °F) dans un four, puis le pulvérise dans un réacteur. En présence de catalyseurs métalliques, à des températures élevées (300-400 °C/575-750 °F) et sous haute pression (30-130 bar/440-1.910 psi), l'hydrogène réagit avec la matière première pour éliminer le soufre en produisant de l'hydrogène sulfuré gazeux (H₂S) et de l'azote (en produisant de l'ammoniac, ou NH₃). En même temps, l'hydrogène sature les oléfines et les aromatiques.

Il existe plusieurs catégories d'hydrotraiteurs, définies par le type de matière première qu'ils traitent - des résidus, du naphta lourd et du kérosène au diesel, au gazole sous vide et à l'essence FCC.

Le contrôle de la température permet d'éviter les problèmes d'hydrotraitement

Les capteurs de température dans les unités d'hydrotraitement jouent un rôle clé dans la sécurité et la productivité. Dans une variété d'endroits, les thermocouples flexibles multipoints comme le Flex-R® vérifie les points chauds, surveille la performance du catalyseur et recherche les zones de mauvaise distribution, en particulier aux points de sortie. Aux points d'entrée, des capteurs de température surveillent les performances des internes du réacteur.

Unité d'isomérisation

L'isomérisation améliore la qualité de l'essence en transformant les hydrocarbures à chaîne droite, qui ont un indice d'octane plus faible, en hydrocarbures à chaîne ramifiée, qui ont un indice d'octane plus élevé. Par rapport au reformage catalytique, l'isomérisation est plus économique et produit moins d'émissions de CO₂ et de sous-produits dangereux.

Qu'est-ce que l'isomérisation ?

Les isomères sont des molécules ayant la même formule moléculaire mais un arrangement moléculaire différent. Par exemple, le butane normal (n-C4) est une molécule à chaîne droite avec 4 atomes de carbone et 10 atomes d'hydrogène. Son isomère, l'isobutane (i-C4), est également un C4H10, mais un groupe CH3 se ramifie à partir de l'atome de carbone central.

En raison de ces différences structurelles, les hydrocarbures à chaîne ramifiée se comportent différemment, tant physiquement que chimiquement, de leurs cousins à chaîne droite. Par exemple, le pentane et l'hexane normaux ont un faible indice d'octane, environ 66-70 RON (indice d'octane recherche), alors que l'isopentane et l'isohexane ont un indice d'octane d'environ 82-87 RON.

Il existe deux types d'unités d'isomérisation :

• Les unités d'isomérisation C4 convertissent le butane (n-C4) en isobutane (i-C4) pour l'utiliser dans les unités d'alkylation.
• Les unités d'isomérisation C5/C6 convertissent le pentane (n-C5) en isopentane (i-C5) et l'hexane (n-C6) en isohexane (i-C6) pour une utilisation en tant que mélange.

Le processus d'isomérisation C5/C6

Tout d'abord, le naphta léger est hydrotraité pour éliminer le soufre, l'azote et d'autres produits indésirables. La matière première traitée est ensuite mélangée à des quantités variables d'hydrogène (en fonction du catalyseur utilisé) et pulvérisée dans le réacteur, un environnement avec un catalyseur à lit fixe et une chaleur modérée (93-204 °C/200-400 °F).

Les processus d'isomérisation utilisent l'un des trois types de catalyseurs.

Les étapes suivantes dépendent du type de catalyseur utilisé. En général, l'effluent du réacteur entre dans des cuves où les produits sont séparés :

• H₂ est récupéré et réutilisé dans le réacteur.
• Les isomérats sont acheminés pour être mélangés en aval.
• Si du HCl est produit, il est éliminé et traité.
• Les gaz de craquage C₁ (méthane), C₂ (éthane), C₃ (propane) et C₄ (butane) sont récupérés et éliminés.
• Tout C₅ et C₆ sont recyclés dans le réacteur en tant que matière première.

Contrôle de la température des catalyseurs

Pour que les unités d'isomérisation continuent à produire des isomérats à indice d'octane élevé, le catalyseur doit être le plus performant possible. Les opérateurs peuvent surveiller la canalisation, la mauvaise distribution et l'activité générale du catalyseur à l'aide d'un thermocouple multipoint en divers points. Le fait de disposer d'un profil de température complet permet de prolonger la durée de vie des catalyseurs, d'accroître l'efficacité du traitement et d'améliorer la sécurité de l'usine.

Unité d'amine

En utilisant des composés azotés appelés amines, les unités d'amines éliminent le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone indésirables du gaz naturel. Le traitement aux amines est l'un des meilleurs moyens d'éliminer les gaz acides et de rendre les produits pétroliers utilisables.

Les bases du traitement des amines

Une unité d'amine contient plusieurs étapes pour adoucir le gaz acide et recycler le solvant d'amine.

1. Avant le traitement aux amines, le processus sale est acheminé vers un réservoir d'élimination des gaz acides (KO) pour éliminer les gouttelettes d'eau et d'huile.

2. Le gaz prétraité pénètre dans la partie inférieure de la colonne d'amines, également appelée absorbeur ou contacteur.

3. En remontant, le gaz acide entre en contact avec la solution d'amine pauvre (sans gaz acides) qui tombe du sommet. Plus le contact est important, plus H2S et CO2 sont absorbés.

4. Au sommet de la colonne du contacteur, le gaz adouci est évacué par la sortie du procédé propre.

5. Le procédé propre entre dans le réservoir KO de gaz doux, où toute amine restante est collectée et réutilisée, et le gaz naturel est acheminé plus loin en aval.

6. La solution d'amine, qui est maintenant saturée de gaz acides (amine riche), se dépose au fond du contacteur et est acheminée vers la colonne de stripping.

7. Dans le stripper, la vapeur provenant du rebouilleur sépare les gaz acides de l'amine riche.

8. Les gaz acides sont refroidis dans le condenseur et acheminés vers des unités de récupération en vue de leur traitement.

9. L'amine décapée passe à travers une série de filtres pour un nettoyage supplémentaire.

10. L'amine, à nouveau pauvre, est renvoyée vers le haut du contacteur pour être réutilisée.

Solutions de mesure pour un traitement optimisé des amines

La surveillance et le contrôle de la température jouent un rôle clé dans l'efficacité des unités d'amine. Plus précisément, le gaz de traitement et la solution d'amine fonctionnent mieux dans une plage de température étroite.

• Si l'amine est trop froide lorsqu'elle entre en contact avec les hydrocarbures, le gaz de traitement sale peut se condenser et mousser, ce qui entraîne une baisse de la qualité du gaz. Idéalement, l'amine pauvre est légèrement plus chaude que la température du gaz à l'entrée.
• Mais si l'amine pauvre est trop chaude, elle s'écoulera trop rapidement et n'absorbera pas suffisamment de gaz acides.
• Si le gaz de traitement sale est trop chaud lorsqu'il pénètre dans la colonne d'amines, il montera trop rapidement et entrera en contact avec l'amine pauvre trop près de la sortie du processus propre en haut de la colonne. Dans ce cas, un phénomène de moussage peut se produire, entraînant une baisse de la qualité du gaz et une perte éventuelle d'amine.
• Si l'amine riche est trop chaude, des gaz acides se dégagent de la solution et attaquent les surfaces métalliques, ce qui provoque la corrosion.
• Si la température du système de filtrage est trop basse, il ne sera pas aussi efficace pour éliminer les contaminants de la solution d'amine avant qu'elle ne soit pompée dans le contacteur, ce qui entraînera une absorption moins efficace des gaz acides.

Le taux de circulation des amines, le débit du gaz, la température du gaz d'entrée et la concentration des amines ont tous une incidence sur l'efficacité des opérations de traitement aux amines. Avec des instruments de qualité comme le thermocouple multipoint, en particulier le thermocouple multipoint miniature TC96-M, les raffineurs disposent d'informations précises en temps réel dont ils ont besoin pour prendre des décisions opérationnelles intelligentes.

Unité d'hydrogène

L'hydrogène est aujourd'hui un composant essentiel des raffineries, nécessaire à la transformation des hydrocarbures de moindre valeur en produits de plus grande valeur. L'hydrogène utilisé dans les hydrocraqueurs, les hydrotraiteurs et les unités d'isomérisation peut provenir d'un reformeur CCR, qui produit de l'H2 comme sous-produit. La demande supplémentaire peut être satisfaite par un reformeur de méthane à la vapeur (SMR), qui convertit le méthane - généralement issu du gaz naturel - et l'eau en hydrogène.

1. Si nécessaire, le gaz naturel est d'abord désulfuré dans un hydrotraiteur.

2. Un SMR utilise une pression élevée (3-25 bar/44-360 psi), des températures élevées (700-1.000 °C/1.290-1.830 °F), un catalyseur à lit fixe et de la vapeur surchauffée pour reformer le méthane en hydrogène et en monoxyde de carbone.

CH₄ + H₂O → 3 H₂ + CO

3. Le monoxyde de carbone est une impureté difficile à éliminer. Ainsi, le gaz de synthèse résultant du reformeur à vapeur subit maintenant une réaction de déplacement du gaz vers l'eau pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone et en hydrogène supplémentaire.

CO + H₂O → CO₂ + H₂

Ce procédé nécessite également un catalyseur, mais à des températures légèrement inférieures, de 200 à 480 °C (400 à 900 °F).

4. Il existe deux façons principales d'éliminer le dioxyde de carbone de l'hydrogène.

• L'adsorption modulée en pression (AMP) utilise une pression élevée et des matériaux adsorbants pour capturer les gaz indésirables. Le processus passe ensuite à la basse pression, ce qui incite les matériaux à céder leurs gaz respectifs, restaurant ainsi leurs propriétés adsorbantes.
• La méthanisation du CO₂ utilise un solvant aminé pour capturer le carbone et le convertir en CH₄ à l'aide d'un catalyseur et dans des conditions de température et de pression appropriées. Le méthane créé est ensuite réacheminé vers le reformeur à vapeur.

Les deux méthodes génèrent une vapeur d'hydrogène presque pure pour une raffinerie.

Solutions de mesure pour les unités d'hydrogène

Le reformage de la vapeur étant endothermique, ce processus nécessite un apport régulier de chaleur provenant d'un four. La température de la peau des fours peut atteindre jusqu'à 815 °C (1.500 °F) Les solutions de mesure de la température comprennent les thermocouples de peau, les thermocouples flexibles multipoints et les thermocouples dans les puits thermométriques et les puits tubulaires. Les capteurs de température permettent également aux opérateurs de prendre des décisions fondées sur des données concernant le remplacement du catalyseur.

La surveillance et le contrôle de la pression, du niveau et du débit sont également essentiels à l'efficacité des process lors du reformage du méthane à la vapeur.

Unité de récupération du soufre

Le soufre est un produit indésirable dans le pétrole et le gaz, car leur combustion produit des polluants environnementaux. Après élimination par désulfuration dans un hydrotraiteur ou une autre unité de traitement, une unité de récupération du soufre (SRU) utilise le procédé Claus pour convertir le sulfure d'hydrogène résultant en soufre, un produit commercialisable utilisé dans l'industrie manufacturière et pour la fabrication d'engrais.

Étapes de la récupération du soufre dans une raffinerie

Le procédé Claus comporte deux étapes pour la récupération du soufre :

1. Phase thermique

Le sulfure d'hydrogène brûle avec l'oxygène de l'air pour produire du soufre élémentaire.

2 H₂S + O₂ → 2 S + 2 H₂O

La température de l'oxydateur est maintenue au-dessus de ~850 °C (1.560 °F). L'effluent chaud entre ensuite dans un condenseur, où la vapeur est détournée du soufre. Le sulfure d'hydrogène n'étant que partiellement oxydé, environ 70 % du soufre est séparé et le flux contient encore du sulfure d'hydrogène. Une combustion supplémentaire avec de l'air crée du dioxyde de soufre.

2 H₂S + 3 O₂ → 2 SO₂ + 2 H₂O

2. Phase du catalyseur. L'effluent du condenseur est réchauffé, car la condensation du soufre encrasse le catalyseur. Le mélange chaud passe ensuite dans une série de réacteurs catalytiques à lit fixe (réacteurs Claus) pour séparer davantage le soufre.

2 H₂S + SO₂ → 3 S + 2 H₂O

La phase du catalyseur se déroule à des températures plus basses de ~315-330 °C (600-625 °F) mais au-dessus du point de rosée du soufre.

Le procédé Claus récupère 95 à 97 % du H2S dans le flux d'alimentation, mais ce pourcentage n'est pas assez élevé pour répondre aux réglementations strictes actuelles en matière de contrôle de la pollution de l'air. Par conséquent, la dernière étape consiste à traiter les gaz résiduels à l'aide d'une unité de traitement des gaz résiduels (TGTU). En principe, le gaz de queue sulfureux est chauffé et hydrogéné pour produire du sulfure d'hydrogène, qui passe par une unité d'amine. Le sulfure d'hydrogène éliminé retourne ensuite dans l'oxydateur pour recommencer le processus de Claus.

L'importance de la mesure de la température dans la récupération du soufre

La surveillance et le contrôle précis de la température jouent un rôle énorme à chaque étape d'une SRU, des oxydants et condenseurs aux réchauffeurs, réacteurs et unités de traitement des gaz de queue (TGTU). Par exemple, si la température d'un réacteur Claus est trop basse, le catalyseur ne réagira pas de manière optimale. En outre, le gaz sulfureux se condense et encrasse le catalyseur.

Torchère

Pour des raisons à la fois économiques et environnementales, les raffineries trouvent des moyens de récupérer et de recycler la quasi-totalité des produits résiduels de leurs process. Mais certains gaz ne peuvent pas être réutilisés et sont brûlés en toute sécurité. En outre, en cas de surpression ou d'autres situations dangereuses, des systèmes d'arrêt d'urgence (ESD) garantissent que les vapeurs dangereuses sont automatiquement évacuées des zones sensibles de l'usine et acheminées vers une torchère pour y être brûlées.

Une torchère contrôle la combustion de ces gaz indésirables, ce qui produit des produits moins nocifs qui sont rejetés dans l'atmosphère. Par exemple, le méthane a un potentiel de réchauffement planétaire (PRP) de 27 à 30, alors que le PRP du dioxyde de carbone est de 1. La combustion du méthane non récupéré produit du dioxyde de carbone et de l'eau.

Diverses conduites d'air, de vapeur et de gaz indésirables alimentent une torchère et sont enflammées à l'extrémité de la torchère. Les instruments de mesure de la vitesse d'écoulement permettent de contrôler le processus pour une plus grande sécurité et une combustion efficace. Les thermocouples acheminés vers la torchère sont essentiels pour surveiller les pilotes qui soutiennent la torchère.

Sous-station électrique

Les grandes exploitations downstream sont généralement copropriétaires d'une sous-station électrique avec la compagnie d'électricité de la région. Dans une raffinerie, les opérateurs doivent transformer les niveaux de tension et rediriger l'électricité là où elle est nécessaire.

Les équipements à moyenne et haute tension utilisent aujourd'hui différents gaz pour l'isolation et l'extinction d'arc électrique. WIKA est un fournisseur mondial de solutions de traitement des gaz pour l'industrie de la transmission et de la distribution d'énergie, et notre gamme de produits

permet aux entreprises downstream et aux fournisseurs d'électricité de surveiller, d'analyser et de manipuler tous les types de gaz isolants dans les disjoncteurs, les transformateurs et autres.

Le gaz le plus courant dans les équipements isolés au gaz est l'hexafluorure de soufre (SF₆). Il possède une excellente rigidité diélectrique pour une extinction d'arc fiable. En même temps, c'est le gaz à effet de serre dont le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) est le plus élevé. La prévention des fuites est primordiale pour éviter les risques liés à l'utilisation du gaz SF_6.

Filiale à part entière de WIKA, WEgrid Solutions propose une gamme complète de produits et de services conçus pour la manipulation en toute sécurité du SF₆ ainsi que des gaz alternatifs. La surveillance en ligne de la densité du gaz avec analyse des tendances permet un service et une maintenance basés sur l'état, ce qui permet aux opérateurs de sous-stations d'accroître la sécurité, de réduire les coûts et de protéger l'environnement.

Services&Etalonnage

WIKA offre une large gamme de services pour l'industrie pétrolière et gazière downstream.

Centre d'étalonnage : Consultation, conception et mise en œuvre - le tout à partir d'une seule source

Laissez WIKA étalonner vos équipements de référence et de test, que ce soit dans nos laboratoires accrédités ISO 17025

ou sur votre site. Outre une large gamme d'instruments d'étalonnage, nous proposons des services d'étalonnage pour les mesurandes de pression, de température, de force, de débit et d'électricité, ainsi que pour les instruments de mesure de la densité du gaz SF6.

Les instruments étalonnés produisent des données précises, une condition préalable au type de prise de décision intelligente qui conduit à des opérations plus sûres et à une production accrue. Mais les produits d'étalonnage ne sont qu'une partie de l'équation.

Pour une solution complète qui est aussi unique que vos opérations downstream, travaillez en partenariat avec WIKA. Nos spécialistes du pétrole et du gaz peuvent concevoir un système d'étalonnage performant à partir de notre vaste gamme de produits :

• Adaptabilité pour les appareils à tester
• Alimentation en pression et en vide
• Composants pour le contrôle de la pression et le réglage fin
• Alimentation en tension et multimètres pour l'étalonnage des éléments d'essai électriques

Un autre de nos points forts est la planification de projets. Nous pouvons concevoir, construire et mettre en œuvre des systèmes spécifiques à une application pour tout type d'étalonnage sur site, depuis les postes de travail manuels jusqu'aux systèmes de test entièrement automatisés dans les chaînes de production.

Programme global de surveillance des fours (FCMP)

Les réchauffeurs constituent le cœur de nombreuses unités de raffinage, et de mauvaises performances ont un impact négatif sur la sécurité et la productivité. Pour aider votre équipement à fonctionner le plus près possible des conditions cibles, nous proposons trois niveaux de surveillance des fours pour répondre aux besoins de votre raffinerie.

• Base : balayage infrarouge + audit approfondi pour identifier les problèmes liés à l'équipement
• Avancé : le plan de base + un suivi et une évaluation réguliers
• Complet : le plan avancé + des informations exploitables et une compréhension approfondie des problèmes.

Réparation des montages sur séparateur

Ne remplacez pas lorsque vous pouvez réparer. Avec les services de WIKA pour les montages sur séparateur à membrane (DS),

les clients peuvent réaliser des économies significatives par rapport au coût d'achat d'un nouvel appareil. En effet, la durée de vie du transmetteur de process est plus longue que celle des pièces en contact avec le fluide. Par conséquent, lorsqu'un montage sur séparateur cesse de fonctionner, il n'est que rarement nécessaire de remplacer l'ensemble de l'unité.

Nous assurons l'entretien de nos propres montages sur séparateur et également ceux d'autres fabricants. Et comme nous sommes situés juste à côté du Houston Shipping Channel, nous offrons des services de réparation rapides pour les raffineries de la région. Une boîte de dépôt de montage sur séparateur, dans vos locaux ou dans les nôtres, est encore plus pratique.

Centre R&D

Situé près du Houston Ship Channel, le centre de R&D de WIKA est une installation de classe mondiale créée pour aider les raffineries à tirer le meilleur parti de leurs actifs. Au cœur de ce campus se trouve une unité de traitement grandeur nature, conçue et construite conformément aux directives de l'ASME et de l'API. Le four de 9,6 millions de BTU est capable de reproduire un large éventail de process qui se déroulent dans des réchauffeurs et des réacteurs à plus grande échelle, ce qui nous permet de tester et de vérifier les performances de nos instruments de température dans des conditions de travail réelles.

Mais cette installation ultramoderne n'est pas réservée à l'usage exclusif de WIKA. Nos clients bénéficient également d'une gamme de services :

• Reproduire les problèmes de mesure de la température d'une unité de raffinage dans un appareil de chauffage actif conçu à cet effet.
• Répondre aux exigences de test des capteurs sans endommager l'équipement ni provoquer un arrêt coûteux de la raffinerie.
• Recevez une formation pratique pour tirer le meilleur parti des instruments de mesure et des unités de traitement, y compris des informations sur l'emplacement et la configuration optimaux des thermocouples de peau.

En plus des conseils d'experts et de notre portefeuille d'instruments de qualité pour l'industrie pétrolière et gazière, le centre de R&D de WIKA a aidé des raffineries du monde entier à améliorer l'efficacité des process, à réduire les délais d'exécution et à augmenter les rendements et les marges.

Installation

Nos techniciens et ingénieurs expérimentés sont à votre disposition pour vous assister sur place dans l'installation et la mise en service des instruments et systèmes WIKA. Notre gamme de services sur site comprend la supervision, le conseil, les travaux de soudure, l'analyse et le dépannage, l'inspection, l'entretien et les réparations. Qu'il s'agisse de nouveaux projets ou de surveillance lors d'arrêts planifiés ou imprévus, notre équipe internationale est à vos côtés.

Développement professionnel

Nos experts industriels sont disponibles pour des ateliers, des séminaires et des consultations sur toutes nos gammes de produits - dans vos locaux ou dans les nôtres. Contactez-nous pour plus d'informations sur la formation et le perfectionnement de votre équipe.