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Cours de Sciences et technologies – Libois Michel – Le pétrole

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Les hydrocarbures - Le pétrole

La composition

Le pétrole brut est un mélange liquide composé d’environ deux cents hydrocarbures ( c’est à dire de substances formées principalement d’hydrogène et de carbone ) et d’autres molécules appelées résines et asphaltènes. Globalement, le pétrole contient 80 à 87 % de carbone, 10 à 14 % d’hydrogène. Les autres corps sont le soufre, l’azote, le phosphore, l’oxygène et l’hélium.

A température et pression ambiantes, certains de ces constituants sont gazeux ( méthane, propane, butane, etc.), liquides ( hexane, heptane, octane, benzène etc.) et parfois solides ( paraffines, asphaltes, etc.).


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Les atomes de carbone se liant facilement entre eux peuvent former de longues chaînes ou des anneaux moléculaires (appelé molécules « aromatiques » ) comportant une ou plusieurs liaisons covalentes simples, doubles ou triples. Il existe trois familles d’hydrocarbures:

les alcanes ne présentent que des liaisons simples, les alcènes possèdent au moins une double liaison dans la chaîne, et les alcynes possèdent au moins une triple liaison.

Nomenclature

La première partie du nom de la molécule renseigne sur le nombre d’atome de carbone qui la compose.

Début du nom Nombre de carbone

Méth… Eth… Prop… But… Pent… Hex… Hept… Oct… Non… Déc… ………

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

…….

La fin du nom de la molécule signale la présence de simple, double ou triple liaisons.

La fin du nom Au moins une liaison

…ane …ène …yne

Simple Double Triple

Méthane Ethane Propane


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Butane Octane Ethylène Propène

Pour une même formule écrite, la plupart des composés du carbone existent

sous différentes formes structurelles, appelées isomères. ( ex : le butène a deux isomères qui diffèrent par la position de la double liaison)

Butène De nombreux hydrocarbures surtout utilisés en pétrochimie sont des molécules cycliques appelées « molécules aromatiques » ou « aromatiques ».

Le benzène (un hexène)

En brûlant avec l’oxygène de l’air, l’hydrogène et le carbone contenus dans les hydrocarbures produisent une grande quantité de chaleur ( réaction exothermique) .

2 C2H6 + 7 O2 �� 4 CO2 + 6 H2O + énergie ( éthane ) (oxygène) (gaz carbonique) (eau) Poids spécifique : un litre de pétrole pèse environ 800 g ( densité : ~ 0,8 ). Age : de 15 à 440 millions d’années


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La genèse du pétrole.

Les hydrocarbures, pétroles et gaz, sont des énergies fossiles naturelles. Leur processus de formation dure des millions d’années. Il est ponctué de différentes étapes :

la décompositions de la matière organique, le craquage moléculaire (transformation chimique) et la migration d’hydrocarbures.

Découper et coller ici

le bon dessin (voir dernière feuille)

Dans les milieux aquatiques les déchets organiques issus de la décomposition de planctons, d’algues et d’organismes venant des fleuves se déposent sur le fond.



Ces déchets sont mélangés aux sédiments qui proviennent de l’érosion fluviale ou éolienne.



Dans le milieu marin, en absence d’oxygène et donc protégé de l’action des bactéries, les déchets organiques se dégradent en une substance brunâtre : le kérogène.



Avec le temps et l’accumulation des couches, les boues sédimentaires se transforment en roche sédimentaire nommée roche mère lorsqu’elle contient des hydrocarbures. Les conditions de pression de plusieurs milliers de bars et la température de plusieurs centaines de degrés centigrades sont telles que le kérogène subit une transformation chimique : le craquage moléculaire.


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Le craquage moléculaire. Cette réaction chimique élimine une partie de la matière en transformation pour ne laisser que des molécules formées de carbone et d’hydrogène ( les hydrocarbures ). Entre 2500 et 5000 m, le kérogène « craque » en pétrole liquide accompagné de gaz. Mais à plus de 5000 m, c’est le pétrole qui « craque » à son tour et se transforme en gaz.



La migration. Sous l’effet de la pression les hydrocarbures migrent. Ils quittent la roche mère et se déplacent vers des roches d’une porosité et d’une perméabilité plus importantes tels des grès ou des calcaires. Les hydrocarbures visqueux et de faible densité se glissent dans les pores de la roche.



Si aucune couche imperméable tel l’argile ne stoppe la migration des hydrocarbures, ils peuvent atteindre la surface et suinter. C'est l'origine des "mares" de pétrole (exploitées pendant l'Antiquité et décrites par Marco Polo) que l'on peut voir par exemple au Moyen Orient ou au Venezuela.



Le piégeage. Au cours de leur migration, les hydrocarbures peuvent rencontrer une couche imperméable ou structure piège. Ils sont alors stoppés dans leur progression et s’accumulent dans la roche en dessous nommée alors roche réservoir.



Les hydrocarbures entament une nouvelle migration. Etant de densités différentes, le gaz, le pétrole et l’eau se séparent. Dans le gisement , l’eau de densité plus importante constitue une nappe aquifère. Le pétrole et le gaz se placent au dessus.

La recherche des pièges géologiques est capitale dans l’exploitation pétrolière.


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La prospection de gisements pétrolifères

Les différents minerais présents sur la surface terrestre sont très inégalement distribués. Certaines régions en sont abondamment pourvues tandis que d’autres, même très étendues, sont privées de mines ou de gisements. Deux raisons principales expliquent cette inéquitable répartition :

d’une part la structure, la composition et l’origine des roches, d’autre part, la méconnaissance d’une grande partie de la surface terrestre.

L’étude pédologique du terrain

Suspecter la présence ou l’absence d’un minerai dans une région donnée est possible lorsqu’on connaît la nature (l’origine) géologique de la roche.

Les combustibles fossiles ( les charbons et les pétroles ) peuvent être considérés comme des roches sédimentaires.

Les charbons issus de la décomposition des grands arbres du paléozoïque supérieur, fin de l’ère primaire ( voir l’illustration de la page suivante ), sont plus nombreux là où, à l’époque, se trouvait la majorité des terres émergées, c’est à dire dans l’hémisphère nord. 90 % des réserves mondiales actuelles de houille ( tourbe et lignite mises à part ) se concentrent dans six pays : Etats Unis, U.R.S.S., Grande Bretagne, Allemagne, Pologne et France.

Pour le pétrole, le deuxième grand minéral fossile issu de la décomposition d’organismes aquatiques, les nappes se formèrent principalement vers la fin de l’ère secondaire ( voir l’illustration de la page suivante ), dans des régions marines tabulaires , c’est à dire plates, de l’ère paléozoïque. Les roches pétrolifères se trouvent donc surtout dans ces régions et dans le sous-sol marin actuel.

Les fonds marins recèlent plus de 30 millions de km2 de bassins sédimentaires par moins de 500 m d’eau, soit autant que les terres émergées. Ainsi, le pétrole extrait en milieu marin, dit pétrole offshore, représente aujourd'hui le tiers de la production mondiale. Cela explique l’importance de la prospection marine et la présence de nombreuses plates-formes pétrolières en mer.


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Le cycle des roches

Les magmas issus de l’intérieur de la Terre donnent des roches ignées par cristallisation. L’érosion ou altération des différentes roches fournit des sédiments qui sont transformés en roches sédimentaires par lithification (compaction et cimentation). Le métamorphisme se produit lorsque, dans les profondeurs de la Terre, des roches sédimentaires ou des roches ignées sont déformées par la tectonique des plaques. La fusion des roches métamorphiques engendrera de nouveaux magmas. Compléter le schéma avec les mots notés en gras


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Constitution de la Terre : Sial – Sima – Simafe - Nife

La densité de la Terre varie de 2,67 en surface à 10 en profondeur avec une moyenne de 5,56. Le degré géothermique , c’est à dire l’augmentation de température en fonction de la profondeur, est de l'ordre de 1 °C par 30 mètres. Par la séismologie, on sait que la Terre est composée de plusieurs couches de nature différente.

Le Sial est la croûte solide de la Terre qui surnage sur une nappe visqueuse, le Sima . Le Sial est formée par des roches dont la constitution est dominée par la Silice et l'Aluminium sous forme de différentes roches ( voir page 14). Son épaisseur varie de 15 à 30 km et sa densité de 2,67.

Le Sima visqueux constitué essentiellement de silice et de magnésium a une épaisseur de 450 km et une densité de 3,7.

Le Sial et le Sima forme le « manteau » de la Terre. Ce « manteau » entoure le cœur de notre Terre, qui est formé d’une partie externe en fusion de 2.500 km, le Simafé composé de silice, magnésium et fer (densité : 4 ) et d’un noyau interne ou graine solide de 3.400 km, le Nifé dominé par le nickel et le fer (densité 10).

Compléter le schéma avec les mots notés en gras

Cours de Sciences et technologies – Libois Michel – Le pétrole – version Prof

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Les roches composantes du Sial

Roche détritique ( origine érosion du Sial)

Roche organogène ( origine décomposition de … )

Texture : < 2 µ

Texture : 2 - 50 µ

Texture : > 50 µ

Animaux marins

Végétaux Animaux

+ Végétaux

Roche de type

Argile Marne Schiste

Limon Grès argilo-calcareux

Sable Grès

Craie Calcaire massif

Tourbe Lignite Houille Gaz naturelle ( méthane)

Pétrole et Gaz ( propane, butane )

sédimentaire ( aggloméra )

Phyllade ou Ardoise

Quartzophillade

Silex (roche de précipitation )

Quartzite

Marbre

Petit Granit

Anthracite

Diamant

méta- morphique

Variation de pression et température

_ l l l l l l l

V +


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Méthode d’exploration du terrain

L’exploration pétrolière commence par l’identification d’indices permettant de supposer où se trouve le pétrole et en quelle quantité.

• Première étape : La géologie pétrolière ou l’observation de la surface. Elle permet de repérer les zones sédimentaires méritant d’être étudiées (plissements, failles…). Les géologues utilisent des photographies aériennes et des images satellites puis vont sur le terrain examiner les affleurements. Ces derniers peuvent en effet renseigner sur la structure en profondeur. Ensuite l’analyse en laboratoire d’échantillons de roche prélevés permet de déterminer l’âge et la nature des sédiments afin de cerner les zones les plus prometteuses.

• Seconde étape : La géophysique ou l’étude des profondeurs. Son objectif est de donner le maximum d’informations pour que les forages soient entrepris ensuite avec le maximum de chance de succès. Il s’agit essentiellement d’accumuler des données sismiques riches en informations, grâce à une sorte « d’échographie » du sous-sol ou « sismique réflexion ». Ces données sont obtenues à l’aide de vibreurs pneumatiques ou par l’explosion d’une mine au fond d’un puits à 20 - 30 m de profondeur. Les vibrations ainsi produites parviennent aux différentes couches rocheuses et sont réfléchies. Certaines couches les renvoient rapidement, d’autres les renvoient seulement en partie, ou plus lentement. Les signaux recueillis en surface sont traités de manière à reconstituer l’image du

sous-sol. Les pièges pétrolifères mis en évidence sont classés selon leur probabilité d’existence et leur volume prévisionnel.

Pour l’exploration marine, un navire spécialisé tire derrière lui un chapelet de canons à air. Les bulles engendrées provoquent des ondes de pression qui se propagent jusqu’au fond de l’océan et se réfléchissent sur les différentes couches du sous-sol rencontrées.


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Le forage

Pour atteindre la couche de pétrole, on pratique un forage au moyen d’un « trépan » d’acier fixé à l’extrémité d’une tige creuse à laquelle un moteur communique un mouvement de rotation ( forage Rotary ). L’ensemble est maintenu au dessus du sol par une grande tour métallique : le « derrick ».

En mer, le forage s’effectue à partir d’une plate-forme reposant sur le fond marin par faible profondeur d’eau, ou d’une structure flottante ou semi-submersible si la profondeur d’eau devient plus importante.

La technique du forage Rotary, la plus courante, a beaucoup évoluée, en particulier avec les forages déviés (permettant de contourner un obstacle souterrain) ou horizontaux (permettant de traverser le réservoir sur toute sa longueur pour installer des drains).

Les puits multidrains, quant à eux, permettent de limiter le nombre de forages, en traitant plusieurs parties du réservoir à partir d’un point unique.


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L’exploitation pétrolière

Après la phase de prospection, les ingénieurs décident la mise en production d’un gisement. Dans l’exemple illustré, le gisement est une roche réservoir ( volume de pétrole estimé à 6.000.000 m3 ) situé entre une couche de sol imperméable et une couche aquifère. Le réservoir est constitué d’une roche poreuse dans laquelle le pétrole s’est accumulé.

Pour exploiter le

gisement, l’équipe de forage a complété le puits en posant les éléments tubulaires que compose le drain et un ensemble d’équipements de surface.

Sous l’effet de la pression, le pétrole se déplace au travers de la roche poreuse, puis s’introduit dans les multiples perforations du drain. Il est ainsi guidé jusqu’à la surface. En surface, l’effluent est acheminé vers un séparateur. Cet appareil dissocie le pétrole, le gaz dissous et l’eau, en utilisant leur différence de densité. Le gaz, plus léger, est dirigé vers un brûleur tandis que le pétrole brut et l’eau, plus lourd, sont séparés par gravité et stockés dans deux réservoirs distincts.

Tant que la pression à

l’intérieur de la roche réservoir est maintenue à une valeur suffisante, le pétrole peut remonter vers la surface. Le puits est alors dit naturellement « éruptif ». Des manomètres installés au fond du puits, et en tête de puits, permettent de suivre l’évolution des pressions de fond et de surface.


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1er Problème : Après plusieurs mois d’exploitation, un premier problème apparaît. Le taux de

récupération du pétrole n’est que de 2 % et, depuis un mois, la pression en tête de puits diminue tandis que la pression au fond du puits reste inchangée. Ce problème est lié à la diminution de la perméabilité de la roche réservoir autour du drain. En effet, en se déplaçant vers le drain, le pétrole entraîne des particules qui obstruent les pores de la roche, causant une diminution de sa perméabilité. La production de pétrole baisse, il faut intervenir pour relancer la production.

Plusieurs techniques ont été mises au point pour résoudre les différents problèmes d’exploitation d’un puits. Voici les cinq techniques les plus courantes :

A. L’injection de gaz dans la partie verticale du drain permet d’alléger la colonne d’effluent et d’augmenter la pression à la tête du puits ( principe d’air-lift ).

B. La pompe de fond permet d’amener à la surface le pétrole présent dans la partie verticale du drains.

C. L’injection d’eau permet d’augmenter la pression dans le réservoir.

D. L’injection d’acide a pour effet de désagréger les particules rocheuses qui obstruent les pores autour du drain.

E. La complétion intelligente est un ensemble d’équipements permettant de contrôler séparément la production des différentes zones du gisement.

Technique choisie pour résoudre le 1er problème : ……….…………


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Détails des différentes techniques


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Si solution A : L’injection de gaz permet de faire remonter légèrement la pression en tête de puits. La production reprend faiblement. Cependant le niveau de production n’est pas satisfaisant. Cette technique ne permet pas de résoudre le problème de la baisse de la perméabilité de la roche autour du drain.

Si solution B : L’installation d’une pompe de fond permet de faire remonter légèrement la pression en tête de puits. La production reprend faiblement. Cependant le niveau de production n’est pas satisfaisant. Cette technique ne résout pas le problème de la baisse de la perméabilité de la roche autour du drain.

Si solution C : L’injection d’eau permet d’augmenter la pression du réservoir et la pression en tête de puits. La production reprend sensiblement. Cependant le niveau de production n’est pas satisfaisant. Cette technique ne résout pas le problème de la baisse de la perméabilité de la roche autour du drain. Si solution D : L’acide injecté dans le drain se propage dans la roche réservoir à proximité du drain. Il dissout les particules et rend à la roche poreuse sa perméabilité d’origine. La production retrouve son niveau optimum. Le problème résolu, l’installation en surface permettant l’injection d’acide est démontée.

Si solution E : La complétion intelligente n’augmente pas la pression en tête de puits. La production reste toujours trop faible.

La solution au 1er problème est : …………………………..…….


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2ème Problème : La production se poursuit encore de manière satisfaisante durant les six mois

suivants. Le taux de récupération du pétrole est actuellement de 20 % , mais la pression dans la roche réservoir commence à diminuer et entraîne une baisse de la pression en tête de puits. Durant 18 mois, la pression va baisser. Dans un premier temps, cette baisse a pu être compensée par une plus grande ouverture des vannes de la tête de puits. Ensuite le débit a recommencé à décliner.

Maintenant les pressions sont très basses et la production devient faible. La

baisse de la pression dans le fond du puits est la conséquence d’un épuisement de la roche réservoir. Pourtant, elle contient encore d’importante quantité de pétrole. En fait, la couche aquifère n’est plus suffisamment puissante pour exercer la pression nécessaire au déplacement du pétrole vers le drain. La production baisse, il est nécessaire d’intervenir pour rendre à nouveau le puits naturellement éruptif.

Les cinq techniques les plus courantes sont:

A. L’injection de gaz

B. La pompe de fond

C. L’injection d’eau

D. L’injection d’acide

E. La complétion intelligente

Technique choisie pour résoudre le 2ème problème : …..…….………


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Si solution A : L’injection de gaz permet de remonter la pression en tête de puits et de relancer légèrement la production de pétrole. Cependant le niveau de production n’est pas satisfaisant, cette technique ne fait pas remonter la pression dans la roche réservoir.

Si solution B : L’installation d’une pompe de fond permet de remonter la pression en tête de puits et de relancer légèrement la production de pétrole. Le niveau de production n’est toutefois pas assez satisfaisant, cette technique ne fait pas remonter la pression dans la roche réservoir.

Si solution C : A partir d’un ancien puits de production, de l’eau est injectée directement dans la couche aquifère de la zone du réservoir exploité. Cette injection permet de donner plus de puissance à la couche aquifère qui pressurise le réservoir. Sous l’effet de cette pression, la production retrouve son niveau optimum.

Si solution D : L’injection d’acide n’a aucun effet sur les pressions en tête et dans le fond du puits. La production est toujours trop faible.

Si solution E : La complétion intelligente n’a aucun effet sur les pressions en tête et dans le fond du puits.

La solution au 2ème problème est : …………………………..…….


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3ème Problème :

La production reprend pendant 8 mois sans rencontrer de problème, puis des cônes d’eau se forment dans la roche réservoir sous le drain. Ils sont créés par une aspiration plus importante de l’effluent dans certaines zones.

Quatre mois après leur apparition, les cônes d’eau atteignent le drain. L’effluent contient de plus en plus d’eau. Le puits produit maintenant plus d’eau que de pétrole. Le pression en tête de puits baisse fortement car la présence d’eau , en grande quantité dans l’effluent, augmente sensiblement le poids de la colonne du liquide dans le drain. La production baisse, il est nécessaire d’intervenir pour diminuer la quantité d’eau produite par le puits. A ce stade, nous avons déjà récupéré 32 % du volume de pétrole contenu dans la roche réservoir.

Les cinq techniques les plus courantes sont:

A. L’injection de gaz

B. La pompe de fond

C. L’injection d’eau

D. L’injection d’acide

E. La complétion intelligente

Technique choisie pour résoudre le 3ème problème : …..…….………


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Si solution A : Une partie du gaz produit par le puits est réinjecté dans la partie verticale du drain. Le gaz se mélange à l’effluent et l’allège. La pression en tête de puits remonte. La production est relancée bien qu’une quantité importante d’eau reste associée au pétrole. Dix après sa mise en service, ce puits est abandonné car la production d’eau devient beaucoup plus importante que celle de pétrole. Le taux de récupération final est de 41 %. Si solution B : L’installation d’une pompe de fond dans la partie verticale du drain permet de pousser le liquide vers la surface et d’augmenter la pression en tête de puits. La production est relancée bien qu’une quantité importante d’eau reste associée au pétrole. Neuf ans après sa mise en service, ce puits est abandonné car la production d’eau devient beaucoup plus importante que celle de pétrole. Le taux de récupération final est de 43 %. Si solution C : Cette technique est déjà installée. Elle permet d’obtenir une pression suffisante au fond du puits.

Si solution D : L’injection d’acide dans le drain n’a aucun effet sur la pression en tête de puits. La production d’eau reste trop importante. La production de pétrole est toujours trop faible.

Si solution E : La technique consiste à descendre dans le drain au niveau du réservoir un équipement munis de vannes de fond permettant de réguler indépendamment les zones du puits. Ceci permet de réduire la production dans les zones à forte quantité d’eau et de l’augmenter dans les zones produisant beaucoup de pétrole. Cette technique diminue la quantité d’eau dans l’effluent, donc un allégement de son poids et une augmentation de la pression en tête de puits. Environ huit ans après sa mise en service le puits est abandonné. Le taux de récupération final est d’environ 45 % .


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La meilleure solution au 3ème problème est : ………………….

Le volume total de pétrole récolté est donc de ...……………..……………. m3. Dans le gisement, il reste encore ………..…….…. m3 de pétrole inexploité.

Le meilleur taux de récupération que l’on puisse atteindre avec les nouvelles techniques modernes est d’environ 45 %. Actuellement le taux moyen de récupération des hydrocarbures est de l’ordre de 35 %.

Selon les experts, à l’échelle de la planète, gagner 1 % c’est gagner l’équivalent de 3 à 4 années de consommation. L’objectif est d’atteindre 65 % de récupération.

Les recherches actuelles se concentrent sur des capteurs permanents ( outils de mesure placés au fond du puits qui acquièrent des données en continu ). L’interprétation de ces données permet d’avoir une connaissance beaucoup plus précise du comportement du réservoir et d’adapter ainsi la conduite de l’exploitation pétrolière pour en optimiser la production.

Le transport du pétrole

Les zones de production étant concentrées géographiquement, elles sont souvent éloignées des zones de consommation vers lesquelles le pétrole devra être acheminé, par voie maritime ou par oléoduc. - En 2002, on dénombrait 3.750 navires. Le principal atout du transport maritime est la souplesse : à chaque instant, on peut modifier la destination d'un pétrolier.

- L’oléoduc ou pipe-line représente un lourd investissement, mais il offre un faible coût d’utilisation.


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Les hydrocarbures et leur utilisation

Historique Connu depuis l’Antiquité.

Le pétrole est en fait présent dans la nature depuis toujours. Le pétrole ( dont le nom, dérivé du latin petra, pierre, et oleum, huile, signifie « huile de pierre ») était déjà connu il y a des milliers d’années. Depuis l’Antiquité, il est repéré au Moyen-Orient et dans d’autres parties du monde quand il suinte à la surface du sol. On sait en effet que les Egyptiens en extrayaient la gomme, dont il enduisaient les bandelettes destinées à envelopper les momies. Les textes bibliques en parlent également sous le nom de "bitume". Les Romains adoptèrent ce liquide pour lubrifier, huiler les roues de leurs chars. En Amérique, bien longtemps avant l’arrivée des Européens, les Indiens recueillaient le pétrole qui flottait parfois à la surface des eaux de source, et s’en servaient pour soigner les maladies et les blessures.

Mais il fallut attendre le XIXe siècle de notre ère pour commencer à exploiter industriellement le pétrole. Vers 1850, le développement de la technique fit rechercher de nouvelles substances et de nouvelles sources d’énergie. Durant des centaines d’années, les hommes n’avaient travaillé qu’à la lumière du jour. A la tombée de la nuit, ils devaient interrompre toute activité parce que les moyens d’éclairage étaient peu nombreux et peu efficaces : torches, chandelles, lampes à huile et à mèche -- on utilisait notamment l’huile de baleine --.

En outre, un nouveau problème avait surgi. Les pays les plus civilisés ne cessaient de construire des machines. Jusqu’alors, presque tous les produits avaient été obtenus par le travail des artisans, ou grâce à de très simples appareils actionnés à la main. Les rouages qui les composaient étaient simplement huilés avec de la graisse animale ou végétale. Mais les nouvelles machines, de plus en plus complexes, demandaient des lubrifiants de meilleure qualité et en quantité plus abondante.

La découverte du kérosène

Et soudain, un Américain réalisa que « l’huile de Seneca » ( c’est ainsi qu’une tribu d’Indiens appelaient le pétrole), une fois purifiée, brûlait en donnant une flamme limpide et claire. Sam Kier ,un marchand ambulant qui vendait cette huile à des fins médicinales, avait distillé le pétrole pour essayer d’en ôter son odeur caractéristique et désagréable ; c’est ainsi qu’il obtint le kérosène ou pétrole lampant, premier produit extrait du pétrole brut. Au même moment, les constituants plus lourds du pétrole furent analysés et se révélèrent un excellent lubrifiant.

Le pétrole pouvait donc satisfaire les nouvelles exigences de l’industrie moderne. La perspective de gains abondants poussa les pionniers américains à s’installer sur les terres où se trouvaient les gisements pétrolifères. Au début, ils se contentèrent de récupérer le pétrole qui flottait à la surface de certaines eaux. Puis, grâce à Edwin Drake, un système plus pratique et plus rentable fut mis en application ; c’est, en moins perfectionné, le principe que nous utilisons encore de nos jours : le forage d’un puits.


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A la recherche de l’or noir

Après le succès de Drake (1858), des milliers de personnes se mirent avec passion à la recherche du pétrole. A la même époque des gisements avaient été découverts également en Europe. Jusqu’au milieu du XXe siècle, la majeure partie du pétrole servit à la production du kérosène pour l’éclairage. Du kérosène on pouvait d’ailleurs extraire un autre produit , l’essence, uniquement employée alors pour enlever les tâches de graisse sur les vêtements. Mais l’essence allait bientôt jouer un rôle très important avec la découverte du moteur à explosion, tandis que de nouveaux dérivés étaient sans cesse obtenus à partir du pétrole. En effet, ce produit nous donne, en plus de l’essence et des lubrifiants, de nombreux dérivés aux propriétés et usages divers : colle synthétique, matières plastiques, tissus, produits médicaux, cosmétiques, engrais, colorants, etc.

Pétrole et pouvoir

Dés que l’on commença à découvrir quelques-unes des principales propriétés du pétrole, le développement de l’industrie en demanda chaque jour davantage, et ce produit fut universellement recherché. Savants et techniciens spécialisés firent des études et des expériences pour faciliter les sondages souterrains et pour établir les meilleurs procédés à employer en vue d’exploiter toutes les propriétés du pétrole. Les pays qui eurent la chance de trouver, dans leur sous-sol, le précieux liquide commencèrent à l’extraire en grande quantité, et ceux qui n’en trouvèrent pas essayèrent d’acheter des droits d’exploitation sur les sols étrangers -- ce qui n’eut pas lieu sans luttes et guerres plus ou moins déclarées --. Le pétrole est en effet une des plus importantes matières premières stratégiques, c’est à dire une substance qui donne un pouvoir économique et militaire important aux pays qui en possèdent en quantité notable.

Plate-forme pétrolière offshore


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Le raffinage

Le pétrole brut est un mélange d’hydrocarbures. L’ensemble des opérations qui permettent d’extraire chacun de ces hydrocarbures s’appelle le raffinage.

L’opération de base du raffinage est la distillation qui permet de fournir les grandes « coupes ». Celles-ci servent ensuite de base aux produits finis ou sont traitées pour obtenir des produits plus élaborés. Dans le cas d’un déséquilibre permanent entre le marché demandeur (ex.: l’essence) et la production, on utilise des unités de conversion. Les unités de conversion de produits lourds en produits plus légers sont appelées des « unités de craquage ». Les unités qui modifient seulement la forme des molécules ( en aromatiques par exemple) sans en modifier la masse, sont appelées des « unités de reforming » .

La distillation fractionnée


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Le craquage ( le Cracking) des hydrocarbures

Le craquage est une réaction physico-chimique qui consiste à briser la longue chaîne d’une molécule d’hydrocarbure en plusieurs molécules plus courtes.

Par exemple une chaîne d’hydrocarbures, ici sous forme d’une chaîne à quinze atomes de carbone, se brise en chaînes plus petites de deux à neuf atomes de carbone. Dans la réalité, il existe beaucoup d’autres réactions similaires.

Durant la genèse du pétrole, nous avons un cracking thermique naturel du kérogène. Cette réaction est provoquée par les hautes températures et pressions qui règnent dans les profondeurs de la Terre et nous donne le pétrole brut qui est un mélange d’hydrocarbures. Cette opération a lieu entre 450 et 500 °C sous une pression de 5 à 20 atmosphères.

Dans les unités de craquage, on part de distillats (« coupes ») moyens ou lourds pour généralement produire des essences. On y effectue un cracking catalytique :

Le mélange d’hydrocarbures est vaporisé et doit passer à travers des éléments poreux ( actuellement des« zéolithes » ). Les hydrocarbures s’y déposent et se fractionnent en molécules plus petites. Les éléments poreux agissent ici comme catalyseur. Cette opération a lieu entre 450 et 500 °C à la pression atmosphérique.

En pétrochimie, on parle de vapocraquage : C’est un craquage catalytique à partir d’une « coupe essence » qui produit principalement des gaz ( éthylène, propylène, butadiène, aromatique, etc.) utilisés en pétrochimie.

Un catalyseur : Substance qui déclenche, accélère, une réaction chimique sans être transformée par la réaction. Une réaction catalytique : Réaction chimique sous l’effet d’une substance ( un catalyseur) qui déclenche, accélère la réaction sans elle-même subir une modification lors de cette réaction.


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Les produits de la distillation du pétrole

Les produits que l’on tire du pétrole sont très divers : on distingue les produits énergétiques et les autres.

�� Les hydrocarbures combustibles sont utilisés pour leur commodité d’emploi et entrent en concurrence avec les autres sources énergétiques (charbon, nucléaire,…).

�� Pour les autres produits, c’est leur nature et leurs propriétés qui les rendent intéressants pour des applications particulières dans l’industrie pétrochimique.

Les produits énergétiques

La gamme des produits énergétiques s’étend depuis les gaz jusqu’aux fuels lourds.

♦ Les gaz de pétrole commercialisés sous forme gazeux ou liquide (L.P.G.) sont les plus légers : butane, propane.

♦ L’essence est à la base de divers produits. L’une des utilisations majeures a été et demeure la fabrication des carburants pour les moteurs à combustion interne. La masse volumique pour une essence ordinaire est de 0,765 kg/litre. L’essence est caractérisé par une courbe de distillation spécifique : 10 % en volume doivent distiller au plus à 70°C, 50 % au plus à 140 °C, 95 % au plus à 195 °C, et le point final doit être inférieur à 205 °C. C’est une coupe de distillation située vers C8 .

♦ Les gas-oils se sont développés à la suite de l’invention des moteurs Diesel qui sont utilisés pour la propulsion des véhicules lourds sur route et sur rail ou des navires. C’est une coupe de distillation située vers C16. La masse volumique des gas-oils doit être comprise entre 0,810 et 0,890 kg/litre.

♦ Le fuel-oil domestique est un gas-oil destiné à être brûlé pour le chauffage domestique et dans les petites et moyennes entreprises.

♦ Le kérosène appelé pétrole lampant a presque disparu en Europe. Ce produit était normalement destiné à être brûlé dans une lampe à mèche. C’est une coupe de distillation située entre C10 et C14.

♦ Les carburéacteurs ou kérosène, très voisins chimiquement sont utilisés pour les moteurs à turbines, en particulier pour les avions à réaction. C’est une coupe de distillation située entre C10 et C14 distillant entre 70°C et 240°C.

♦ Les fuel-oil recouvrent un ensemble de produits de composition et de destination variables. On distingue le fuel léger, le fuel lourd n°1, le fuel lourd n°2. Pour respecter l’environnement, ces produits sont généralement désulfurés et constituent la base de la fourniture d’énergie. Le « Bunker C » est un fuel lourd (résidu de distillation) destiné à être brûlé dans les navires en haute mer, là où, la pollution éventuelle n’est pas prise en considération.


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Les produits non énergétiques

Les produits non énergétiques sont très divers. On peut également les classer selon leur densité qui correspond grossièrement à des propriétés particulières.

♦ Les gaz peuvent être récupérés des gaz de raffinerie ou des champs pétrolifères et craqués à la vapeur pour fournir de l’éthylène.

♦ Les essences spéciales sont des solvants organiques dont les propriétés sont utilisées dans l’industrie alimentaire pour extraire les huiles, en parfumerie, pour le nettoyage et la teinturerie, etc.

♦ Le naphta, riche en molécule aromatiques, est à la base de presque toute la pétrochimie européenne. Par vapocraquage, on peut en tirer les gaz recherchés pour la pétrochimie. C’est une coupe de distillation située vers C8.

♦ Les huiles et les graisses, grâce à leur viscosité, sont recherchées pour la lubrification.

♦ Les cires et les paraffines sont produites lors du raffinage des huiles lubrifiantes ; ce sont des corps solides qui entrent dans la composition d’isolants et de produits d’entretien.

♦ Les bitumes qui furent les premiers hydrocarbures à être utilisés par l’humanité, sont le matériau de choix pour l’isolation et le revêtement des chaussées.

Schéma de raffinage


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La pétrochimie

Bien qu’il ne s’agisse pas d’utilisation énergétique des hydrocarbures, la pétrochimie représente une demande de produit pétrolier importante, environ 5 % qui, dans les pays européens, entre en concurrence avec la demande de carburant.

Les deux matières premières de base de la pétrochimie sont le gaz et le naphta, donc une coupe essence de la distillation fractionnée.

Les procédés de base sont :

♦ Le vapocraquage C’est le vapocraquage du naphta qui fournit les différents gaz et molécules aromatiques dont la pétrochimie a besoin.

♦ Le reforming catalytique Le reforming catalytique est un procédé par lequel on augmente l’indice d’octane des essences issus du craquage des paraffines en hydrocarbures aromatiques. Le reforming se fait sous une pression d’hydrogène de 20 bars et à des températures de 480 à 550 °C selon l’indice d’octane désiré. Le reforming fournit des essences ( naphta ) à haute teneur en hydrocarbures aromatiques et « d’indice d’octane » élevé (supérieur à 90) qui sont le plus souvent destinées à la constitution des carburants automobiles. Il y a donc pour ces produits concurrence entre leur valorisation comme constituant à haut indice d’octane des carburants et leur valorisation en tant que produit de base de la pétrochimie. Cette concurrence est d’autant plus marquée depuis la suppression du plomb dans l’essence qui doit être compensée par une augmentation de la teneur en dérivés aromatiques.

L’industrie pétrochimique représente un marché dont les besoins sont sans cesse en augmentation et où les hydrocarbures trouvent une haute valorisation. Les produits finaux sont de toutes sortes : solvants, explosifs, matières plastiques, fibres et caoutchoucs synthétiques, engrais azotés, parfum, médicament, teinture, etc.

L’indice d’octane des essences

Les essences doivent avoir des caractéristiques qui assurent une bonne carburation et qui évitent les phénomènes de cliquetis, de préallumage, etc. Ces caractéristiques peuvent être atteintes soit en jouant sur la composition chimique de l’essence, soit en utilisant des additifs appropriés. La qualité antidétonante (anti-explosive, anti-préallumage) d’une essence est caractérisée par son « indice d’octane ».

L’indice d’octane correspond au pourcentage d’iso-octane (octane aromatique, cyclique) qu’il faut avoir dans un mélange d’iso-octane et d’heptane pour obtenir le même pouvoir antidétonant que l’essence analysée.

Pour augmenter l’indice d’octane d’un carburant, on peut y ajouter des additifs antidétonants. Le plomb, à présent interdit, était l’un de ces additifs. A présent, on augmente la quantité de molécules aromatiques naturellement contenue dans l’essence.


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Vocabulaire Rechercher au dictionnaire la définition des termes suivant et noter leur signification dans le lexique.

Colonne de distillation par fractionnement

Un affleurement Un anticlinale Un catalyseur Un chenal Un cliquetis La compaction La complétion La conversion Un cosmétiques La densité Un derrick La distillation Un drain L’échographie L’effluent Elaboré Emerger Eolien L’érosion Eruptif Fluvial La genèse La géothermique Un gisement La houille Un hydrocarbure Imperméable La lignite Lubrifier Un manomètre La masse volumique Le métamorphisme La migration Un Oléoduc La paraffine La pédologie Un pionnier Un pipeline Le plancton Pneumatique La porosité La prospection Un sédiment

Sismique Un solvant Stratégique Submersible Suinter Tabulaire La tectonique Un trépan Tubulaire La viscosité La zéolithe


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