RAFF ELOUD

1. RAPPORT DE STAGE-CIS
SOMMAIRE
1. Introduction ……………………………………………………… 1
2. Descriptif des l'unité
a) Section 200(distillation atmosphérique) "Topping" ……. 2
b) Section 800 Réforming catalytique……………………. 12
3.Schémas des unités……………………………………………. 15
4.Conclusion…………………………………………………… 16
5.réference…………………………………………………… 17
1

2. RAPPORT DE STAGE-CIS
1 .Introduction :
Le pétrole, qui est un mélange de différents produits hydrocarbonés, pour être utilisable dans les différentes branches de l'industrie et des
moteurs à combustion, doit subir une série de traitements divers. Très souvent, la qualité d'un brut dépend largement de son origine. Selon son
origine, sa couleur, sa viscosité, sa teneur en soufre, son point d'écoulement, sa teneur en minéraux varient. Aussi la structure de chaque raffinerie
doit tenir compte de tous ces facteurs. En plus, une raffinerie doit être conçue pour traiter une gamme assez large de bruts. Bien sûr, il existe des
raffineries conçues pour traiter uniquement un seul brut, mais ce sont des cas particuliers où la ressource estimée en brut est assez conséquente.
1

3. RAPPORT DE STAGE-CIS
2. Descriptif des l'unite:
La RHM2 est composée de quatre unités :
- U 200 : Distillation atmosphérique
- U 800 : Reforming Catalytique
a) Section 200 (distillation atmosphérique) "Topping" :
La charge de brut provenant de la pomperie d'expédition du service traitement à une pression de 3,5 b. ; est reprise par la pompe de charge
GA 201 en amont de laquelle on lui injecte à l'aide de la pompe GA 213. d’eau préalablement préchauffée dans l’échangeur EA 219.
Le mélange est préchauffé à ~70°C dans 02 échangeurs EA201-202 en parallèles ; puis amené dans le champ électrique du dessaleur FA 205.
L’action du champ électrique provoque la coalescence et la précipitation de l’eau qui entraîne, avec elle, les sels contenus dans le brut.
Le brut dessalé est repris par la pompe GA212, préchauffé dans une série d’échangeurs (EA204-EA203-EA205) à ~200°C ; puis chauffé à
340°C dans le four BA 201.
Fractionnement:
Ce fait au niveau de la colonne de distillation atmosphérique divisée en deux parties. Une partie inférieure où se fait l’alimentation en brut
provenant du four à 340 °C, dans cette zone de trois plateaux à clapets se produit une séparation de brut entre le résidu au fond et une coupe qui
s’étale des légers à PF=375. Cette dernière alimente la partie supérieure de la colonne de vingt six plateaux où se passe un fractionnement
proprement dite.
Le tableau si dessous montre le bilan matière de ce fractionnement:
Coupe % Poids Quantité t/an Densité d15
4
Léger C4
C5/80
80/160
160/250
250/375
375+
3.79
9.01
19.28
20.71
21.56
25.65
40600
96500
206400
221700
230800
274600
0.668
0.744
0.802
0.870
100 1070600
1

4. RAPPORT DE STAGE-CIS
De cette partie de la colonne on soutire :
Gas-oildu fond de la partie supérieure de DA201
Kérosène du 12eme plateau
Naphtadu 6eme plateau
Gaz légers du sommet de DA201
1-Résidu:
Du fond de la partie inférieure de la colonne DA201, le résidu est repris par la pompe GA207 A/B à une température d’environ 340°C,
elle le refoule à 7 bars à travers la calendre du rebouilleur du stripper de kérosène DA202 B en l’occurrence EA208 où il est refroidi de 340°C à
298°C, puis il subit un autre refroidissement par l’intermédiaire de l’échangeur EA205 où il sert à chauffer le brut dirigeant vers le four BA201.
De ce dernier le résidu sort à 175°C, un dernier refroidissement se fait par l’aéro-réfrégirant EC218.
2-Gas-oil:
Le gas-oil est soutiré à ~325°C du fond de la colonne de fractionnement DA201 à l'aide de la pompe GA 206 ; une partie est réchauffée à
~350°C dans le four BA202 sous contrôle du TRC204 pour élimination des fractions légères et maintien du gradient de température dans la
colonne de fractionnement et l'autre partie est envoyée au stockage sous contrôle du LRC 204 après avoir cédé ses calories au brut charge dans
l’échangeur EA203 ; puis refroidi dans une batterie d'aéro réfrigérants à air sec (EA 217A-B).
3-Kérosène:
Le kérosène est soutiré à ~200°C du 12ème
plateau de la colonne de fractionnement, il s'écoule par gravité sous contrôle du LIC 207 dans une
petite colonne (Stripper DA 202A) de 06 plateaux.
Le rebouillage du fond de la colonne DA202A se fait dans le rebouilleur EA208 à ~240°C par le résidu sous contrôle du TRC207 pour
élimination des fractions légères (réglage du point d'éclair), les vapeurs de tête de cette colonne retournent sur le 11ème
plateau de la colonne de
fractionnement DA201.
Le kérosène, sortie stripper, est repris par la pompe GA 205 puis refroidi dans un aéro-réfrigérant humidifié (EC216) après avoir cédé ses
calories au brut charge dans l’échangeur EA202 ; une partie est reprise par la pompe GA 219 sous contrôle du FRC227 pour être envoyée vers le
précipitateur électrostatique (FA 214) pour élimination des traces d'eau et subir un traitement à la soude pour le réglage de l'acidité ; avant d'être
envoyée au stockage, on lui injecte un produit antistatique (STADIS 450) à l'aide de pompe doseuse GA218 pour le réglage de la conductivité
électrique et l'autre partie est mélangée au gas-oil.
1

5. RAPPORT DE STAGE-CIS
4-Naphta :
Le naphta soutiré du plateau N° 6 est traité de la même façon que le kérosène. Il est strippé dans le stripper DA202 A, appareil identique à
DA202 B où son arrivée est réglée par le régulateur de niveau LIC209. Les vapeurs de tête retournent à DA201 au 5eme plateau, le stripping est
réalisé par le rebouilleur EA207 qui porte à ses tubes le RCI.
Ce RCI assure l’augmentation de température du Naphta qui est soutiré à 162°C à 172°C.
Le Naphta strippé est repris par la pompe GA204 A/B qui refoule à 7.1 bars vers l’échangeur EA201 pour donner ses calories au brut avant
le déssaleur refroidi ensuite par l’intermédiaire du réfrigérant EC215 jusqu'à 57°C avant d’être stocker. Son débit contrôlé par le FRC217 est 32,4
m3
/h sur 170 m3
/h .
5-Vapeurs de tête:
Les vapeurs de tête de la colonne de fractionnement DA201 à la température de 90°C sont refroidies dans une batterie d'aéro-réfrigérants à
air sec (EA211A à F) ; puis condensées et séparées dans le ballon FA201; la phase gazeuse (riche en C3 - C4) est envoyée sous régulation de
pression du ballon (PRC 224) à 1,5 bars au service traitement vers l’unité de récupération 3ème
étage.
La phase eau est recueillie dans un appendice au FA 201, puis purgée par gravité vers bourbier ou vers l'égout.
La phase liquide (condensat) une partie est reprise par la pompe GA203 pour être envoyée à la colonne de fractionnement DA 201 comme
reflux de tête sous contrôle du FRC 209 et l'autre partie est reprise par la pompe GA202 pour être envoyée sous contrôle du LRC 211 du FA
101 vers une colonne de stabilisation (DA 203) de 26 plateaux à clapets.
Le rebouillage fond de la colonne DA 203 se fait par le reflux circulant dans le rebouilleur EA 209 à ~120°C sous contrôle du TRC 209
pour le réglage de la TVR de la gazoline.
La gazoline stabilisée est envoyée vers stock par gravité sous contrôle du LRC 215 après avoir cédé ses calories à la charge de la colonne
DA 203 dans l’échangeur EA210 ; puis refroidie dans un aéroréfrigérant à air humidifié (EA214) pour être utilisée à la préparation des essences.
Qualité de la gazoline :
Dté 15/4 : 0,6500 à 0,6700
TVR : 0,700 à 0,900 bars
Les vapeurs de tête de la colonne de stabilisation DA203 sont refroidies dans une batterie d'aéro-réfrigérants à air sec (EA213A-B) ; puis
condensées et séparées dans le ballon FA202 ; la phase gazeuse (riche en C3-C4) est envoyée sous régulation de pression du ballon (PRC226) à 7
bars au service traitement vers l’unité de récupération 3éme
étage et la phase liquide est envoyée à l'aide de la pompe GA209 en totalité comme
reflux de tête de la colonne DA 203 sous contrôle du LRC209.
1

6. RAPPORT DE STAGE-CIS
Protection contre la corrosion:
Pour éviter la corrosion par l’hydrogène sulfuré (H2S) et l’acide chlorhydrique ( HCL) qui se forment au cours du chauffage de brut , on
injecte :
- de l’ammoniac, à l’état liquide, dilué par l’eau traitée, par l’intermédiaire de la pompe GA211 A/B qui refoule vers la ligne de vapeur de tête de
DA201.
On l’injecte ou on diminue son injection en fonction du PH de l’eau du ballon FA201 d’une manière à le garder aux environs de 7.
- Un inhibiteur de corrosion –DARACOR FN– formant un film protecteur sur les parois du métal à protéger, injecté de son ballon FA207 par
GA210 A/B après qu’il soit dilué par Naphta.
Il est refoulé vers les lignes de vapeurs de tête de DA201 et DA203, son débit est réglé en fonction du pourcentage de fer dans l’eau de
FA201.
Stabilisation de la gasoline:
Cette opération se fait au niveau de la colonne de stabilisation DA203 équipée de 26 plateaux, l’alimentation qui est les hydrocarbures
liquides du ballon de reflux de DA201, en l’occurrence FA201, se fait à 80°C au 10éme plateau.
La fraction vaporisée gagnent le sommet et sort) 51°C. Se condense au condenseur EA213 avant de passer au ballon de reflux FA202 où la
pression est contrôlé par le PRC227 qui est 5.9 bars.
Les gaz de ce ballon sont utilisés comme fuel gaz ou torchés s’il s’agit d’une pression, par contre, la fraction hydrocarbure liquide sert
comme reflux de tête de DA203 par GA209 A/B à 39°C et 9 bars.
Le débit de ce reflux réglé par le FRC212 contrôlant le niveau dans le FA202 par le LRC est 7.5 m3
/h.
Une conduite fait évacuer les hydrocarbures liquides s’accumulant au fond de la colonne DA203 se divise sur deux directions :
- vers le rebouilleur EA209 pour porter la température du produit de fond de 117 à 120 °C.
- vers l’échangeur EA210 pour se refroidir en cédant les calories à la charge, un autre refroidissement assuré par le réfrigérant EC214 avant
d’être stocké à 50°C,Le débit de la gasoline produite réglé par le FR219 est 36,4 m3
/h sur 170 m3
/h .
Traitement de Kérosène:
A sa sortie du réfrigérant EC216, 8 m3/h du kérosène contrôlé par le FRC227 sont repris par la pompe GA219 A/B pour être traiter dans le
précipétateur FA214 qui marche avec une tension électrique de 16 000 volts, une tension qui permet à éliminer toutes traces d’eau et diminuer,
par conséquence, l’acidité du kérosène qui doit être entre 0.03 et 0.01 mg KOH/mg.
La température de la charge est d’environ 63°C, la pression dans le FA214 est de l’ordre de 4.2 bars.
A la sortie de la précipitation, on injecte l’adhésif anti-statique – ASA3 – afin de remédier à l’accumulation des électrons qui peuvent provoquer
des étincelles, donc explosion, la conductivité doit être environ 110.
1

7. RAPPORT DE STAGE-CIS
Analyses:
I- Produits soutirés :
Produits Gasoline Naphta Kérosène Mélange
Densité d’5
4 0,6525 0,7426 0,7872 0,8310
TVR (bars) 0,820
Couleur +30 <1,0
Point Eclair 43 56,5
P1
5%
10%
20%
30%
50%
70%
80%
90%
95%
PF
31
40
43
46
50
58
70
78
88
96
102
80
98
105
111
115
124
133
140
149
157
164
150
162
165
170
173
182
188
194
203
210
216
155
179
189
208
223
255
295
318
352
380
398
1

8. RAPPORT DE STAGE-CIS
II- Design:
Section distillation atmosphérique "Topping" :
Désignation QL
Kg/h
QV
Kg/h
T
(°C)
d Liquide
à T°C
PM
vapeur
Pression
Bars eff.
Charge Brut 133814 40 0,78 13,8
Brut sortie EA201/EA202 133814 108 0,73 12
Refoulement GA212 133814 105 0,73 13,7
Entrée four BA201 133814 212 0,68 7,8
Sortie four BA201 19345 114469 370 0,75 139 3,2
Résidu refoulement GA207 34300 360 0,68 7,5
Résidu entrée EA205 34300 329 0,77 6
Résidu sortie EC218 34300 45 0,91 5
Alimentation fractionnateur 117669 362 133,5 3
Gas-oil retourné du frac. Vers Z. de flash 26500 350 0,61 3,1
Gas-oil refoulement GA206 70600 350 0,61 7,8
Gas-oil sortie BA202 vers DA201 21074 20248 388 0,58 205 3,1
Gas-oil sortie EA217 avant mélange 28800 60 0,83 5
Gas-oil sortie EA217 après mélange 49510 60 0,81 5
RCI refoulement GA208 85000 251 0,59 8,6
RCI sortie EA207 23869 207 0,64 7,
RCI sortie EA209 20477 166 0,68 7
RCI retour vers DA201 85000 99 0,72 4
Kérosène vers DA202 B 34512 223 0,62 2,98
Kérosène refoulement GA205 27710 246 0,64 6
Kérosène sortie EC216 27710 50 0,78 5
Kérosène alimentation FA214 7000 50 0,78 8
Kérosène vers stockage 7000 50 0,78 5
Kérosène pour mélange 20710 50 0,78 5
Kérosène du rebouilleur EA208 vers
DA202 B
11636 10700 265 0,66 117 3
1

9. RAPPORT DE STAGE-CIS
Kérosène de DA202B vers DA201 6800 225 120 2,98
Naphta vers DA202A 37230 163 0,61 2,95
Section Réforming catalytique :
Désignation QL
Kg/h
QV
Kg/h
T
(°C)
d Liquide
à T°C
PM
vapeur
Pression
Bars eff.
Naphta refoulement GA204 du DA202 A
vers EA201
25920 163 0,62 7,6
Naphta vers stockage sortie EC215 25920 40 0,72 5
Naphta sortie rebouilleur EA207 vers
DA202A
9492 8832 179 0,62 90 3
Naphta vapeur vers DA201 11439 165 95 2,95
Gaz de tête DA201 104725 94 70,1 2,9
Gaz ballon FA201 vers torche 3486 60 59 2,5
Reflux de tête DA201 87596 60 0,615 6,7
Gasoline refoulement GA202 vers EA210 16643 60 0,615 11,1
Gasoline alimentation DA203 13643 96 0,57 8,3
Gasoline sortie du fond DA203 10677 138 0,58 7,5
Gasoline sortie EC214 vers stockage 10677 40 0,67 5
Gasoline sortie rebouilleur EA209 vers
DA203
37560 16048 138 0,57 75 8,1
Gaz de tête DA203 12406 67 56 ,5 7,3
Gaz ballon FA202 vers torche 2966 60 55,1 6,9
Reflux de tête DA203 9471 60 0,512 10,2
1

10. RAPPORT DE STAGE-CIS
c) - Section Réforming catalytique :
La capacité annuelle de production de la section réforming (design) est de :
100 000 tonnes de réformât.
Le but du réforming catalytique est de transformer les hydrocarbures à bas nombre d'octanes en
hydrocarbures à nombre d'octanes élevés.
Le nombre d'octanes d'une essence est une caractéristique fondamentale pour un carburant, son
augmentation permet d'augmenter le rapport de compression des moteurs, et donc d'améliorer leurs
performances.
La charge désulfurée est mélangée au refoulement de la pompe de charge GA801 avec (~25.103
Nm3) d’hydrogène provenant du compresseur volumétrique (GB801).
Le mélange qui constitue la charge des réacteurs est préchauffé dans une série d’échangeurs (EA803
A-B et EA801) par échange thermique à ~390°C avec les effluents des réacteurs, puis chauffée dans
le premier four BA 801 à ~500°C avant de pénétrer dans le premier réacteur K801, puis le même
cycle successif
( BA 802 K802 BA803 K803).
Ce processus étant endothermique c'est pour cela qu'il est nécessaire de réchauffer le mélange
au cours de la réaction pour maintenir un niveau de température suffisant dans les réacteurs.
A la sortie du dernier réacteur, les effluents sont d’abord refroidis à ~346°C dans l’échangeur EA
801 pour céder leurs calories à la charge des réacteurs.
Une partie des effluents est utilisée pour le rebouillage du fond de colonne dans le rebouilleur
EA 802 à ~210°C pour le réglage de la TVR du réformat.
Les effluents mélangés sont refroidis à ~160°C dans une batterie d’échangeurs (EA803A-B) pour
céder leurs calories à la charge, puis refroidis dans une batterie d’aéro-réfrigérants à air humidifié (EC
804 A-B) avant d’être flashés dans un ballon séparateur vertical (FA801).
La phase gazeuse riche en hydrogène (~80%), une partie est reprise par l'un des compresseurs
volumétrique GB801 pour être mélangée avec la charge au refoulement de la pompe de charge et
l'autre partie (issue de la régulation de la PRCV 844) est envoyée au pré-traitement sous régulation
de pression du ballon FA801 à 20 bars pour être mélangée avec la charge de naphta du pré-traitement.
Le stockage d’hydrogène nécessaire au démarrage de l’unité de réforming se fait dans un ballon FA
807 d’une capacité de 50 Nm3 à l’aide d’un compresseur volumétrique à membrane (GB 802) lorsque
la pression du ballon est inférieure à 45 bars.
La phase liquide (réformat non stabilisé) qui constitue la charge de la colonne de stabilisation
DA 801 est préchauffée à ~150°C dans une batterie d’échangeurs (EA805A-B) par le fond de la
colonne, stabilisée dans une colonne (DA801) de 29 plateaux à clapets, puis envoyée au stockage
après refroidissement dans un aéro-réfrigérant à air humidifié (EC807) pour servir à la préparation
des essences.
Le rebouillage fond de colonne DA 801 se fait par une partie des effluents sorties réacteurs dans le
rebouilleur EA801 à ~210 °C sous contrôle d’une TRCV (vanne à 03 voies) pour le réglage de la
tension de vapeur du réformat.
Les vapeurs de tête de la colonne de stabilisation DA801 sont refroidies dans une batterie
d’aéroréfrigérants à air humidifiés (EC806 A-B) puis condensées et séparées dans le ballon FA802 ;
la phase gazeuse est envoyée sous régulation de pression du ballon à 15 bars vers fuel gas ou vers
torche.
La phase liquide, une partie est envoyée comme reflux de tête à l'aide de la pompe GA802 et l'autre
partie est envoyée au CIS (3ème
étage) ou vers torche.
Le catalyseur choisi pour cette unité est le catalyseur PROCATALYSE qui est un catalyseur
multimétaliques.

11. RAPPORT DE STAGE-CIS
3 .Schéma des unités :
1-Schéma synoptique de la raffinerie
11
U 900
Stockage & Utilités
U 900
Stockage & Utilités
U 300
Prétraitement du
Naphta
U 300
Prétraitement du
Naphta
U 800
Reforming
Catalytique
U 800
Reforming
Catalytique
Kérosène
Gasoil
Résidu
Naphta
Naphta Désulfuré
R
ef
o
r
m
at
Gasoil
Ess. Normale
Ess. Super
Gasoline
Gaz vers CIS
Kérosène
Naphta U 200 Distillation
Atmosphérique
U 200 Distillation
Atmosphérique
Pomperie
d’expédition
Pomperie
d’expédition
Charge brut
Unité Valorisation
deCondensâts
( GPL2 )
Unité Valorisation
deCondensâts
( GPL2 )
Gasoline
Naphta

12. RAPPORT DE STAGE-CIS
2-SCHEMA DE PROCESS TOPPING/RHM2
12
TRCV 208
GA 201
EA 211 Gaz vers CIS
Gazoline
Résidu
EA 208
EA 204
EA 203
EA 205
BA 202
T
T
Eau vers B.API
ou vers bourbier
EA 219
Eau vers B.API
ou vers bourbierFRCV 215
DPICV 255
FA 202
GA 203EA 207
DA
202 A
GA 202
GA 209
GA 204DA
202 B
DA
203
EA 213
EA 209
EA 210
DA 201
GA 207
GA 206
GA 208
GA 212
EA 201
FA 205
Brut
charge
EA 212
EC 218
EA 217
EC 215
EC 216
FA
214
EC 214
Kérosène
Gas-oil
Naphta
DPICV 228
FA 201
Eau vers B.API
ou vers bourbier
Gaz vers CIS
Eau de lavage
BA 201
GA 219
EA 202
FA
214

13. RAPPORT DE STAGE-CIS
3-SCHEMA DE PROCESS REFORMING CATALYTIQUE
13
Gaz vers
torche
DA
801
FA
801
FA 802
Réformat
Vers stock
LGP vers
3°Etage
FA
301
DA
301
K 301
EA 805A-B
EA 802
EA 803 A-B
EA 801
EC 303
FA 302
EA 301 A-B-C EA 304
GA 303
Gaz vers torche
Gaz vers
torche
Gaz vers FA 990 (
F.G )
Charge
naphta
K 801 K 802
K 803
BA 801 BA 802 BA 803
BA 301
BA 302
TRCV 809
GB 801
GA 302
EC 804 EC 806
EC 807
GA 802
EC 302
PRCV 844 A
PRCV 844 B
GA 301
GA 801

14. RAPPORT DE STAGE-CIS
4-Conclusion :
D’une manière générale, l’unité de topping constitue l’enceinte principale dans laquelle la distillation atmosphérique eue lieu. Cette unité, vue de sa
grandeur et multitudes appareils d’équipements elle loin d’être une chose facile à comprendre mais toute fois l’essentielle est vient être énumérer bien sûr
en détaillant le maximum des procédés qui s’y passent dans cette unité de topping de hassi messaoud.
14

15. RAPPORT DE STAGE-CIS
5-Réference
• Memoire de fin d’etude ( rapport de stage CIS) (RHM2) 2013/2014 présenté par RAHAL bachir-BEN BORDI ismail
15