PROCESSUS DE DESSALAGE DU PETROLE BRUT A LA SOCIETE DE RAFFINERIE DE ZINDER

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RÉPUBLIQUE DU NIGER
MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR DE LA RECHERCHE ET DE
L’INNOVATION
INSTITUT UNIVERSITAIRE DE TECHNOLOGIE
Filière : TECHNOLOGIE EN GENIE PETROLIER
Rapport de stage de DUT présenté et soutenu par :
KALAOUI INOUSSA Hassane
Tuteur Pédagogique : Membres du jury :
M. ZAKARIA HALIDOU Abdou Salam Président :
Enseignant technologue à l’IUT de Zinder M. ABDOULAYE Aboubacar
Tuteur Professionnel : Enseignant technologue à l’IUT de Zinder
M. BOUBA Mamane Assesseur :
Ingénieur Géologue/Raffinage à la SORAZ M. BADAMASSI Ibrahim
Enseignant vacataire à l’IUT de Zinder
PROCESSUS DE DESSALAGE DU PETROLE
BRUT A LA SOCIETE DE RAFFINERIE DE ZINDER
Novembre 2016

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RÉPUBLIQUE DU NIGER
MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR, DE LA RECHERCHE ET DE
L’INNOVATION
INSTITUT UNIVERSITAIRE DE TECHNOLOGIE
Filière : TECHNOLOGIE EN GENIE PETROLIER
Rapport de stage de DUT présenté et soutenu par :
KALAOUI INOUSSA Hassane
Tuteur Pédagogique : Membres du jury :
M. ZAKARIA HALIDOU Abdou Salam Président :
Enseignant technologue à l’IUT de Zinder M. ABDOULAYE Aboubacar
Tuteur Professionnel : Enseignant technologue à l’IUT de Zinder
M. BOUBA Mamane Assesseur :
Ingénieur Géologue/Raffinage à la SORAZ M. BADAMASSI Ibrahim
Enseignant vacataire à l’IUT de Zinder
Novembre 2016
PROCESSUS DE DESSALAGE DU PETROLE
BRUT A LA SOCIETE DE RAFFINERIE DE ZINDER

Rapport De Stage DUT/IUT 2016
TABLE DES MATIERES
TABLE DES ILLUSTRATIONS ............................................................................................ III
SIGLE ET ABRÉVIATION ....................................................................................................IV
DEDICACE............................................................................................................................... V
REMERCIEMENTS ................................................................................................................VI
RESUME.................................................................................................................................VII
INTRODUCTION GENERALE........................................................................................... VIII
CHAPITRE I: PRESENTATION DE LA SORAZ ................................................................... 4
I.1 Historique :........................................................................................................................ 4
I.2 Situation géographique...................................................................................................... 4
I.3 Organisation ...................................................................................................................... 5
I.4 Capacité et Produits.......................................................................................................... 7
I.5 Sécurité et Environnement ............................................................................................... 7
I.5.1 Sécurité :..................................................................................................................... 7
I.5.2 Environnement : ......................................................................................................... 7
I.6 Différentes unités de la SORAZ et les étapes de traitements du pétrole brut................ 7
I.6.1 Raffinage du pétrole : ................................................................................................. 7
I .6.2 Les différentes étapes de traitement du pétrole brut :................................................ 8
I.6.3 Les différentes unités de la SORAZ :......................................................................... 8
CHAPITRE II: THEORIE SUR LE DESSALAGE DU PETROLE BRUT ........................... 12
II.1 Généralité sur les sels : .................................................................................................. 12
II.1.1 Nature des sels : .......................................................................................................... 12
II.1.2 Inconvénients des sels :........................................................................................... 12
II.2 Théorie Sur Les Emulsions :.......................................................................................... 13
II.2.1 Définition de l’émulsion : ..................................................................................... 13
II.3 Mécanisme du dessalage électrostatique : ..................................................................... 15
II.4 Paramètre de réglage du dessaleur :............................................................................... 15
II.4.1 Niveau d’interface eau/brut :................................................................................... 16
II.4.2 Température de dessalage : ..................................................................................... 16
II.4.3 Taux d’eau de lavage :............................................................................................. 16
II.4.4 Point d’injection de l’eau de lavage : ...................................................................... 16
II.4.5 Nature d’eau de lavage :.......................................................................................... 16
II.4.7 Perte de charge dans la vanne de mélange : ............................................................ 17

II.4.8 Nature et taux de désémulsifiant ............................................................................. 17
II.5 Avantages Et Inconvénients...................................................................................... 19
CHAPITRE III: DESCRIPTION DU PROCESSUS DE DESSALAGE A LA SORAZ........ 20
III.1 Circuit intégrant l’unité de dessalage du pétrole brut................................................... 20
III.2 Nature du brut dessalé .................................................................................................. 20
III.3 Description de la méthode et processus du dessalement du brut................................. 21
III.4 Partie experimentale ..................................................................................................... 22
III.4.1. Détermination de la teneur en eau et du sel du brut à l’entrée du dessaleur........ 22
III.4.2 Bilan matière :........................................................................................................ 23
III.4.3 Calcul de la quantité de brut dessalé:..................................................................... 24
III4.4 Détermination de la quantité d'eau de purge........................................................... 24
III.4.5 Calcul de la vitesse de décantation: ....................................................................... 24
III.4.6 Calcul du temps de décantation: ............................................................................ 27
III.4.7 Calcul du volume du dessaleur: ............................................................................. 27
III.4.8 Calcul du temps de séjour:..................................................................................... 27
CONCLUSION GENERALE.................................................................................................. 29
BIBLIOGRAPHIE ................................................................................................................... 31
ANNEXES ............................................................................................................................... 33

TABLE DES ILLUSTRATIONS
Table des cartes
Figure I.1: localisation de la SORAZ………………………………………………………13
Table des figures
Figure I.2 : Organigramme de la SORAZ …………………………………………………15
Figure II.1 : Emulsion d'eau dans l'huile……………………………………………………21
Figure II.3 : Principe d’un dessaleur électrostatique……………………………………….40
Figure III.2 : Schéma de bilan de matière du dessaleur…………………………………….28
Figure III.1 vue d’ensemble de CDU sur le DCS………………………………………….25
Table des photographies
Photo I.1 : Produits de l’unité de craquage catalytique ……………………………………17
Photo I.2 : Produits de l’unité de distillation atmosphérique……………………………….18
Photo I.3 : station de traitement des eaux usées et traitement d’air…………………………18
Photo I.4 : centrale électrique………………………………………………………………19
Table des tableaux
Tableau I.1: fiche signalétique de la SORAZ…………………………………………….41
Tableau III.1 nature brut……………………………………………………………………26

SIGLE ET ABRÉVIATION
API : American Petroleum Institute
BSW: Bottom Sediment and Water
CDI : Contrat à Durée Indéterminé
CDU : Crude Distillation Unit
CNPC : China National Petroleum Corporation
DCS : Distributed Control System
DUT : Diplôme Universitaire de Technologie
FCC : Fluid Catalytic Cracking
GPL : Gaz du Pétrole Liquéfié
HSE : Hygiène Sécurité et Environnement
HT : Haute Tension
IFP : Institut Française de Pétrole
IUT : Institut Universitaire de Technologie
MEP : Ministère de l’Energie et du Pétrole
PPM: Partie Par Million
PSA: Pressure Swing Adsorption
RON : Nombre d’Octane Recherché
SORAZ : Société de Raffinerie de Zinder
TEXACO : Compagnie Pétrolière Nord-Américaine
TGP : Technologie en Génie Pétrolier
UZ : Université de Zinder

DEDICACE
Louange à Allah, Le Tout Puissant, Le Miséricordieux
Je dédie ce travail à mes parents Monsieur KALAOUI Inoussa et Madame KALAOUI née
INDI ELHADJI Mani pour tous les sacrifices et toute la patience qu’ils ont consentis et
enduré pour assurer mon éducation, qu’ils trouvent ici la marque profonde de ma gratitude, de
mon attachement et mon amour.

REMERCIEMENTS
En premier lieu, je tiens à remercier notre Dieu, qui m'a donné la force pour accomplir ce
travail.
J'exprime également mes remerciements à mon tuteur pédagogique, M. ZAKARIA
HALIDOU Abdou Salam, Chef adjoint au Département de Technologie du Génie pétrolier,
qui m'a guidé tout au long de mon travail, et dont ses conseils et son encadrement m'ont
permis la mise au point de ce document;
A mon chef de département, Monsieur BAGALE enseignant à l'IUT de Zinder ; bien qu'il soit
submergé par les tâches administratives, a toujours répondu à mes sollicitations ;
Je remercie tout le corps enseignant de l'IUT de Zinder pour la rigueur dans le travail,
l'attention à notre égard et surtout la patience qu'ils ont montrés tout au long de ces deux ans
de formation ;
J'adresse mes vifs remerciements à mon tuteur professionnel, M. BOUBA Mamane, à M.
MAHAMANE Lawan, pour m’avoir dirigé tout au long de ce travail, et pour les explications,
remarques judicieuses et conseils qui m'ont été précieux pour la réalisation de ce travail.
Je remercie également tous les membres de la raffinerie SORAZ qui m'ont beaucoup aidé à
réaliser ce travail dans de bonnes conditions.
Je présente mes chaleureux remerciements aux membres de jury qui ont consulté mon travail
À mes sœurs Mariame, Zara, Aza, Yagana, et mes frères Taib, Mani, El hadji Chérimi à qui
je dirai seul le travail paie et nous libère.
À mon cousin M. AHMED Souleymane kotoré et sa famille pour ses conseils et le soutien
moral qu’ils n’ont cessé de m’apporter.
A tous mes camarades étudiants, plus particulièrement à mes camarades de classe pour
l'amitié et l'esprit d'union qui ont prévalu entre nous.
En fin, à ma fiancé, FATIMA ZARA Sidi cheou, pour son soutien et sa contribution.

RESUME
Le présent rapport traite du processus de dessalage du pétrole brut à la société de Raffinerie
de Zinder (SORAZ). Pour aborder cette problématique nous avons effectué un stage d’un
mois au niveau de la SORAZ avec pour objectif global d’analyser les différentes
composantes de la chaine de prétraitement du pétrole brut à la Soraz.
Pour ce faire ,la démarche méthodologique adoptée a consisté tout d’abord à effectuer une
recherche bibliographique sur le sujet; suivi par les opérations pratiques sur le terrain au
niveau des différentes unités que compte la raffinerie de Zinder en général et plus
particulièrement celle du dessalage ; ainsi que des entretiens avec les responsables des
différentes installations qui nous ont permis de savoir concrètement les conditions dans
lesquelles les opérations de traitement du brut sont réalisées.
Mots clés : dessalage ; raffinerie ; unité ; pétrole brut ; prétraitement.
ABSTRACT
This report deals with the analysis of the crude oil desalting process with Zinder Refining
Company (Soraz).to address this issue we conducted a one-month internship at the Soraz with
the overall objective to analyze the various components of crude oil pretreatment system to
Soraz. to do this, the adopted methodological approach was first to perform a literature
search on the topic, followed by practical field operations in the various units that make up
the Zinder refinery in general and more particularly that of desalting; and interviews with
officials of the various facilities that have allowed us to actually know the conditions in which
the raw processing operations are carried out.
Keywords: desalination; refinery unit; crude oil; preprocessing

INTRODUCTION GENERALE

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Le pétrole est un mélange complexe d’hydrocarbures de différentes familles (paraffiniques,
naphténiques, aromatiques) associé à des composés oxygénés, azotés et sulfurés ainsi qu’à des
traces de métaux particuliers (vanadium, molybdène, nickel), le pétrole brut est connu depuis
la plus haute antiquité. Employé autrefois comme mortier, comme agent d’étanchéité ou
encore pour ses propriétés lubrifiantes ou médicinales, le pétrole n’est devenu un grand
produit industriel seulement qu’au milieu du XIXe
siècle.
Il est en effet d’usage courant aujourd’hui de faire remonter les origines de l’industrie du
pétrole à l’année 1859.
Le raffinage du pétrole est une industrie lourde qui transforme un mélange d’hydrocarbures,
appelé pétrole brut, en produits énergétiques, tels que carburants et combustibles, et en
produits non énergétiques, tels que matières premières pétrochimiques, lubrifiants, paraffine
et bitumes. Les produits sont ensuite acheminés vers le consommateur final, soit directement,
soit à travers un réseau de distribution comprenant notamment des dépôts et des stations-
service. La transformation des pétroles bruts s’effectue dans les raffineries, usines à feux
continus et très automatisés, qui sont plus ou moins complexes selon la gamme des produits
fabriqués et selon la qualité des pétroles bruts comparée aux exigences du marché. La
complexité d’une raffinerie se traduit par le nombre d’unités de fabrication.
Ces unités utilisent des procédés physiques ou chimiques que l’on peut classer en trois
catégories :
Les procédés de séparation, les procédés de conversion et les procédés d’épuration.
Ainsi, le processus continu d’une raffinerie simple comporte d’abord une épuration du pétrole
brut, puis une séparation par distillation en produits blanc (distillats légers et moyens) et en
produits noirs (résidus lourds).les produits légers sont convertis en essences pour
l’automobile. Une épuration finale est pratiquée sur les produits blancs.
Actuellement la commercialisation des bruts est régie par des contrats liant les producteurs,
les transporteurs et les raffineurs et fixant en particulier les teneurs en sel et en eau.
Les raffineries doivent ramener avant leurs unités, la teneur en sel à 40ppm maximum
prémunir contre toutes les sources d’ennuis telles que l’encrassement des échangeurs, la
corrosion des équipements de tête des unités de distillations atmosphérique, la dégradation de
la qualité des résidus……etc.
L’élimination de ces sels et l’eau est indispensable et cela nécessite l’installation de toute une
unité de dessalage.
Le choix de notre thème de stage a porté sur « Processus de dessalage du pétrole brut à la
SORAZ »

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L’objectif général de ce travail étant de comprendre le processus de dessalage du pétrole brut.
Quant aux objectifs spécifiques ils sont définis comme suit :
 Expliquer les méthodes de dessalage du pétrole brut
 Décrire l’unité entrant en jeu dans le processus de dessalage du pétrole brut à la
SORAZ
 Identifier les paramètres de réglage du dessaleur
Dans notre travail, nous allons examiner l’influence des trois paramètres (la température, taux
de lavage, désémulsifiant) qui influent sur l’opération de dessalage, afin de comprendre cet
influence de ces paramètres, nous allons changer ces dernier au niveau de laboratoire et au
niveau de dessaleur de la SORAZ, en autre on fera les calculs de vérification des dimensions
du dessalage électrostatique de la SORAZ ,enfin nous analysons et discutons les résultats
obtenus.
Ce rapport est organisé selon les trois chapitres suivant :
 Présentation de la SORAZ
 Théorie sur le dessalage du pétrole brut
 Description du processus de dessalage à la SORAZ

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CHAPITRE I: PRESENTATION DE LA SORAZ
La société de raffinage de Zinder (SORAZ) est la première installation moderne de raffinage
du pétrole brut dont dispose l’état du Niger.
Fruit de la coopération sino-nigérienne, conjointement investie et fondée par la China
National Petroleum Corporation (CNPC) et le Ministère de l’énergie et du Pétrole (MEP) de
la République du Niger.
I.1 Historique :
Après l’échec des négociations entre la compagnie américaine TEXACO et l’état du Niger en
1969, qui a découvert le gisement pétrolier du bloc d’Agadem, quatre (04) décennie plus tard
,en 2008 l’exploitation du même bloc fut reprit par la compagnie chinoise China National
Petroleum Corporation (CNPC) après signature d’un contrat de production avec l’état du
Niger , incluant la construction d’une société de raffinage chargé du traitement du pétrole brut
puisé des puits d’Agadem.
Les travaux de construction ont commencé en Janvier 2009 et la mise en service le 28 octobre
2011.
I.2 Situation géographique
Implantée dans la Région de Zinder (département de Tanout), la SORAZ est située à 1001 km
à l’Est de Niamey, capitale du Niger. Elle est à 55,1 km au Nord de la ville de Zinder. Sa
Superficie est de 600 hectares.

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Figure I.1 : localisation de la SORAZ
Source : travail de groupe, 2016
I.3 Organisation
La Soraz est structurée globalement en cinq 05 départements dont la coordination permet
d’assurer son fonctionnement en bonne et due forme, ils sont entre autres :
 Le département de production des coupes pétrolières
Qui regroupe les unités de productions et d’amélioration de la qualité des produits pétroliers
 Le département de production des utilités
Qui regroupe les unités de production :
 d’électricité ;
 d’eau et de traitement des eaux usées ;
 d’air et de purification du gaz d’hydrogène.

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 Les départements administratifs
Qui regroupe l’ensemble des services administrations qui gèrent le fonctionnement d’ordre
fonctionnel à savoir :
 Le service de communication ;
 Le service achat et vente ;
 Le service formation.
 Le département de maintenance et gestion
Qui regroupe l’ensemble des équipements de maintenance :
 Electrique ;
 D’instrument ;
 Mécanique.
 Le département HSE
Qui regroupe :
 le volet sécurité au travail ;
 la sécurité de contrôle ;
 la gestion de l’environnement.
En ce qui concerne le lien hiérarchique entre ces différents départements, il est illustré par
l’organigramme suivant : voir annexe 3 Figure I.2: Organigramme de la SORAZ.
Pour avoir une idée élargie sur le statut de la SORAZ nous avons illustrée la fiche
signalétique suivante : voir Annexe 2 : Tableau I.1: fiche signalétique de la SORAZ

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I.4 Capacité et Produits
La principale mission de la SORAZ est le raffinage du pétrole brut du bloc d’AGADEM. Sa
capacité de production est de 20.000 barils de produits raffinés par jour dont 7000 barils
prévus pour la consommation domestique (nationale) et 13.000 barils pour l'exportation.
Elle a une capacité de raffinage du pétrole brut de 1.000.000 tonnes / an.
La raffinerie produit de :
 L’essence,
 le diesel,
 le gaz de pétroles liquéfiés (GPL)
 le fuel pour sa propre consommation
 pétrole lampant
 production d’eau
 production d’énergie électrique
I.5 Sécurité et Environnement
Le département hygiène sécurité environnement assure la sécurité et les questions
environnementales dans l’usine.
I.5.1 Sécurité :
IL assure la protection des installations et de leur entourage ainsi que les fonctionnements du
schéma d’alerte et du management de crise. Il est notamment chargé de réaliser des études de
danger des sites industriels et de suivre l’élaboration des plans de prévention des risques
technologiques.
I.5.2 Environnement :
Il est responsable du développement et de l’intégration de systèmes de management de
l’environnement. Il peut par exemple, être chargé de la lutte antipollution, de la qualité de
l’air et de l’eau. Il est, à ce titre, amené à participer à la mise en place de la politique de
Développement Durable de son entité.
I.6 Différentes unités de la SORAZ et les étapes de traitements du pétrole
brut
La Soraz dispose de cinq (5) unités et trois étapes de traitement du pétrole brut.
I.6.1 Raffinage du pétrole :
Le raffinage du pétrole désigne l'ensemble des traitements et transformations visant à tirer du
pétrole le maximum de produits à haute valeur commerciale.

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Selon l'objectif visé, en général, ces procédés sont réunis dans une raffinerie. La raffinerie est
l'endroit où l'on traite le pétrole pour extraire les fractions commercialisables.
I .6.2 Les différentes étapes de traitement du pétrole brut :
 Les procédés de séparation
La première étape est celle de la séparation des molécules par distillation atmosphérique
(c'est-à-dire à la pression atmosphérique normale), en fonction de leurs poids moléculaires et
de leur volatilité.
 Les procédés de conversion
Après les opérations de séparation, la proportion d’hydrocarbures lourds reste encore trop
importante. Pour répondre à la demande en produits légers, on « casse » ces molécules
lourdes en deux ou plusieurs molécules plus légères.
Ce procédé de conversion, appliqué à 500 °C, est également appelé craquage catalytique car il
fait intervenir un catalyseur (substance accélérant une réaction chimique).
 Les procédés de valorisation
L’hydroraffinage désigne l'ensemble des procédés visant l’élimination des composés
indésirables présents dans les coupes pétrolières par traitement catalytique en présence
d'hydrogène.
Les impuretés à éliminer sont les composés sulfurés, azotés, oxygénés, les métaux et Les
hydrocarbures insaturés.
I.6.3 Les différentes unités de la SORAZ :
C’est un ensemble de 5 unités qui assure dans son ensemble la transformation du pétrole
brute en divers produits tels que : essence, diesel, GPL (Gaz du Pétrole Liquéfier).Les unités
sont les suivantes :
 1ère unité complexe : Craquage catalytique (désulfurisation et adoucissement de
l’essence) :
FCC est l'unité de traitement secondaire importante à travers laquelle le résidu de la
distillation atmosphérique est transformé en essence, diesel, GPL , le gazole, du coke et
d’autres produits en utilisant le catalyseur pour les réactions de décomposition,
d'isomérisation, de transfert d'hydrogène, d'aromatisation et de condensation.
Les principaux produits de l'unité sont: GPL, essence, diesel, et de slurry.

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Photo I.1 : Produits de l’unité de craquage catalytique
Source : département de production, 2016
 2ème unité complexe : Reformage, hydrotraitement et production d’hydrogène :
L'unité de reformage catalytique prend le naphta venant de l'unité de la distillation
atmosphérique et le naphta hydrogéné venant de l’installation d’hydrogénation du diesel
comme matières premières pour produire de l’essence d’indice d’octane élevé.
Les sous-produits de l’unité sont le gaz contenant l’hydrogène, le gaz liquéfié et le gaz-fuel,
dont C5+
d’indice d’octane RON 93. Selon l’organisation de la raffinerie, cette unité
comprend, l’installation d’hydrogénation du diesel et l’installation de purification de
l’hydrogène (PSA).
 3ème unité complexe : la distillation atmosphérique
Le dispositif de la distillation atmosphérique est composé d’un réseau d'échangeurs de
chaleur, le dessalage électrique, la tour de flash, des fours atmosphériques, et d'autres
composants. La distillation atmosphérique du pétrole brut est la première étape du raffinage,
elle consiste à scinder le brut en différentes fractions en fonction du point d'ébullition de ses
composants pour donner une série de produits intermédiaires.
Les principaux produits comprennent: le Diesel et les produits intermédiaires dont le naphta
et le résidu catalytique
Photo I.2 : Produits de l’unité de distillation atmosphérique
Source : departement de production , 2016

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 4ème unité complexe : L’unité de production et traitement d’air, de l’eau et des
déchets
L'unité comprend les parties suivantes: une station de pompage d’eau située à l’extérieur
de la raffinerie, une station de purification et de circulation d’eau, une station de
traitement des eaux usées, une station de compression et séparation d’aire et un dépotoir
des déchets solides situé à l'extérieur de la raffinerie à une vingtaine de kilomètres.
Photo I.3 : station de traitement des eaux usées et traitement d’air
 5ème unité complexe : La station d'épuration des eaux chimiques et la centrale
électrique
La station de traitement chimique de l'eau s’occupe principalement des équipements de
raffinage, des chaudières, de la centrale électrique, les eaux de ruissellement. Elle comprend
le système de traitement de l'eau, le système de traitement du condensat d’une capacité
de180m ³ / h; le système de récupération des condensats d’une capacité de 50m ³ / h. Les
procédés de traitement des eaux de ruissellement comprennent l'ultrafiltration et l'osmose
inverse.
Pour produire de l'énergie, l’usine dispose de 3 séries de chaudière à gaz combustible d’une
capacité de 75t /h, de deux générateurs de turbine à vapeur de 12MW, deux ensembles de
systèmes de refroidissement à air, d’une Chaudière de type "D" double tambour, un four de
production de vapeur de 3.82MPa (pression manométrique) avec une température de 450 ℃
d’une capacité de75t/h.

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Photo I.4 : centrale électrique
En somme on peut retenir que l’implantation de la SORAZ, fruit de la coopération Nigéro –
Chinoise avec comme objectif de contribuer à l’essor économique à travers son activité de
raffinage de pétrole à permit au Niger de s’inscrire dans le cercle fermé des nations
productrice et dotée de capacité de raffinage du pétrole brut, aussi et surtout ce qui ressort de
ce premier chapitre est que la technologie de haut niveau des installation permet à la Soraz
non seulement de satisfaire en qualité et en quantité les besoins du marché local voire même
international en produits pétroliers raffinés tout en respectant les normes d’hygiène et
d’environnement garantissant ainsi un environnement sain à la foi pour ces travailleurs et la
population.

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CHAPITRE II: THEORIE SUR LE DESSALAGE DU
PETROLE BRUT
Le pétrole brut provenant du champ producteur d’Agadem via les oléoducs contient souvent
de l’eau, des sels, des solides en suspension et des traces de métaux solubles dans l’eau.
L’unité de distillation atmosphérique étant conçue pour accueillir un brut dont la salinité est ≤
à 4 mg/l ainsi que le Bottom Sediment and Water (BSW) (Eau en suspension + sédiments),
qui donne une idée sur la teneur en eau et en sédiment, est maintenu inférieur à 1%.
Pour ces raisons des techniques avancés et des recherches continus sur le brut pour éliminer
les sels et l’eau qui y sont contenus, dont le but de sauvegarder les installations de raffinage
des attaques de corrosion induits par ces composés nocifs.
En effet, la première étape du raffinage consiste à éliminer ces contaminants par le dessalage
(déshydratation) pour réduire la corrosion, le colmatage et l’encrassement des installations.
Le dessalage du pétrole est une opération essentielle, car elle conditionne la bonne marche des
traitements en aval. Il consiste à éliminer au maximum la phase aqueuse par un traitement
convenable, et à dissoudre les cristaux de sels dans une eau d’apport puis à séparer cette eau
du brut traité.
II.1 Généralité sur les sels :
II.1.1 Nature des sels :
Dans les bruts salés, les sels pris en considération sont essentiellement des chlorures dont la
répartition en pourcentage volumique est approximativement :
 MgCl2 (chlorure de magnésium) = 20%
 CaCl2 (chlorure de calcium) = 10%
 NaCl (chlorure de sodium) = 70%
Ces sels se présentent soit sous forme de cristaux, soit ionisés dans l’eau présente dans le
brut.
II.1.2 Inconvénients des sels :
Le sel dans l'eau cristallise et reste en suspension dans l'huile, ou peut déposer dans les
équipements d'échange de chaleur.
En outre, les cristaux de sel généralement entraînées désactiver et boucher les lits de
catalyseur et des équipements de traitement en aval. En raison de ces problèmes, les
raffineries exigent généralement la teneur en sel de pétrole brut réduit à très faibles niveaux
avant le traitement .

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Les sels présentent des inconvénients au niveau des unités de traitement du
brut. (Stabilisation, topping), qui sont :
 La diminution de la capacité de production suite à la réduction de la section
de passage (l’encrassement).
 La diminution du coefficient de transfert de chaleur dans les échangeurs
causée par la mauvaise conductivité des dépôts de sels.
 La perforation et la rupture des tubes des fours et des échangeurs (corrosion).
 Formation des hydroxydes et des acides par l’hydrolyse des sels.
Pendant la distillation du brut les chlorures se décomposent pour former l’acide chlorhydrique
(HCl) qui attaque les parties métalliques comme le montre sur les réactions suivant :
 La corrosion est plus grande en présence de sulfure d’hydrogène :
Fe + H2 S FeS + H2
FeS + 2 HCl FeCl2 + H2 S
 L’acide chlorhydrique attaque le fer :
2 HCl + Fe FeCl2 + H2
 Les sels d’hydrolysent sous l’effet de la température donnant de l’acide
chlorhydrique :
Mg Cl2 + 2 H2 O Mg (OH) 2 + 2HCl
CaCl2 + 2 H2 O Ca (OH) 2 + 2HCl
Un mauvais dessalage conduit à l’obtention de résidus atmosphérique chargés en sodium.
Selon la littérature, la vitesse de cokage dans les fours varie comme le carré de la
concentration en sodium. Par ailleurs, les catalyseurs de craquage catalytique sont rapidement
empoisonnés (empoisonnement irréversible par le sodium).
C’est-à-dire l’impact que peut avoir la qualité du dessalage sur les unités de traitement aval.
II.2 Théorie Sur Les Emulsions :
II.2.1 Définition de l’émulsion :
Une émulsion est définie comme une suspension de petites gouttelettes d'un liquide dans un
second liquide, nous appellerons par émulsion stable, une émulsion qui ne peut pas être
rompue sans avoir recours à certaines formes de traitement.

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Figure II.1 : Emulsion d'eau dans l'huile
Source : support de formation : EXP-PR-EQ090-FR ,2007
I.2.2 Conditions de formation d’une émulsion :
Dans la production du pétrole brut, les émulsions les plus généralement rencontrées sont du
type eau dans l’huile ou « hydrophobe », le milieu continue étant l’huile.
Les émulsions du type huile dans l’eau ou émulsions inverses « hydrophile » existent mais se
rencontrent plus rarement.
Trois conditions sont nécessaires à la formation d’une émulsion stable :
 Non miscibilité des deux liquides.
 Energie suffisante pour disperser une phase dans une autre.
 Présence d’un agent émulsifiant. Les agents émulsifiants rencontrés dans le pétrole
brut comprennent les asphaltènes, les résines, les acides organiques.
Les paraffines solubles dans l’huile ou des particules finement divisés qui sont généralement
plus mouillées par le pétrole brut que par l’eau. Parmi ces solides finement divisés, on peut
trouver des sulfates de fer, zinc et aluminium, des carbonates de calcium, de la silice, de
l’argile et du sulfure de fer.
L’agent émulsifiant contenu dans le pétrole brut se rencontre à l’interface eau/huile en
formant une barrière autour des gouttes d’eau, ce qui empêchera la coalescence, le plus
souvent d’ailleurs, ces émulsifiants naturels contenus dans le pétrole brut sont des molécules
polaires.
II.2.3 Procédés de désintégration des émulsions:
Il existe trois principaux types de procédés : le Procédé mécanique, le Procédé chimique, et le
Procédé électrique.

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Le procédé mécanique uniquement n’est efficace que pour des émulsions stables du simple
fait de différence entre les poids spécifique des composés de l’émulsion.
La majorité des unités de traitement utilisent les deux procédés (chimique et électrique) en
même temps pour intégrer les émulsions stables.
 Dans le dessalage chimique, on ajoute de l’eau et des agents tensio-actifs
(désémulsifiant) au pétrole brut, on chauffe pour dissoudre ou fixer à l’eau les sels et
les autres impuretés, puis on conserve ce mélange dans un bac pour que la phase
aqueuse décante.
 Dans le dessalage électrostatique, on applique des charges électrostatiques de
tension élevée pour concentrer les gouttelettes en suspension dans la partie inférieure
du bac de décantation. On ajoute des agents tensio-actifs uniquement lorsque le
pétrole brut renferme beaucoup de solides en suspension.
II.3 Mécanisme du dessalage électrostatique :
Pour éliminer toutes les impuretés que nous venons d’évoquer, on lave le brut à l’eau et on
sépare l’eau de lavage par dessalage électrostatique.
Le dessalage du brut comporte trois étapes successives :
 La diffusion des sels du brut dans l’eau (lavage) :
Il s’agit de faire passer dans l’eau les cristaux de sels contenus dans le brut. L’objectif étant
d’atteindre tous les cristaux de sels ; il faut que l’émulsion eau-brut soit assez fine
Le mélange eau-brut s’effectue normalement à travers une vanne de mélange placée à l’entrée
du dessaleur.
 La coalescence des gouttelettes d’eau (par Électrocoalescence) :
L’émulsion eau-brut, mélange intime de deux liquides non miscibles, est constituée par une
phase continue (le brut) et une phase dispersée (l’eau sous forme de gouttelettes dont les
dimensions varient de 1 à 10 µm) asphaltènes et solides finement divisés (sulfure de fer, par
exemple) sont adsorbés à l’interface eau-huile, formant un film visible au microscope. Ces
agents stabilisent l’émulsion.
 La décantation (par gravité) :
Sous l’effet du champ électrique, les gouttelettes d’eau se rassemblent et donnent de grosses
gouttelettes qui, sous l’effet de leur densité supérieure à celle du brut, décantent au fond du
dessaleur. Voir Annexe 1 : Figure II.3 : Principe d’un dessaleur électrostatique
II.4 Paramètre de réglage du dessaleur :
Il est intéressant de dresser maintenant l’inventaire des degrés de liberté laissés au choix du
raffineur pour obtenir le meilleur rendement du dessaleur.

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Nous exclurons les paramètres de conception utilisés par les constructeurs pour dimensionner
le matériel.
II.4.1 Niveau d’interface eau/brut :
Le niveau d’eau décantée représente en fait une électrode au potentiel zéro du champ primaire
défini avec l’électrode la plus basse de l’installation. Toute variation significative du niveau
d’eau modifie le champ primaire et perturbe la coalescence électrique. Il y a donc intérêt à
maintenir ce niveau constant, selon les recommandations du constructeur.
II.4.2 Température de dessalage :
La température est le paramètre le plus important dans le procédé de dessalage, elle intervient
dans la vitesse de coalescence par l’intermédiaire de la viscosité qui est très sensible à ce
paramètre, l’augmentation de la température a pour conséquence de baisser la viscosité du
brut dans le dessaleur. Elle est généralement comprise entre 100 et 150 °C.
II.4.3 Taux d’eau de lavage :
La force de la coalescence électrique est fonction du taux d’eau de lavage.
Pour les bruts lourds de densité API inférieure à 30, on cherchera à combler les lacunes
apparentes de la décantation par gravité en augmentant la coalescence électrique, c'est-à-dire
en augmentant l’eau de lavage.
II.4.4 Point d’injection de l’eau de lavage :
Si l’eau de lavage est peu agressive, on intérêt à injecter tout ou partie de cette eau au
refoulement de la pompe de charge et avant les échangeurs de préchauffe. Cette possibilité
devient impérative si le dessalage se fait à température élevée.
Signalons que certains raffineurs pratiquent avec succès l’injection à l’aspiration des pompes
de brut froid.
Précisons enfin qu’une pratique courante consiste à injecter l’eau de lavage pour partie au
refoulement de la pompe de charge, pour partie à la vanne de mélange.
II.4.5 Nature d’eau de lavage :
Il est bon de l’employer après mélange l’eau douce avec l’eau de procédé. Ceci permet
d’éliminer l’oxygène par réaction avec les sulfures présents dans les eaux procédés.
II.4.6 La pression de service :
La pression n’a pas une influence sur la salinité du brut, mais elle peut influencer la marche
du dessaleur. La pression dans le dessaleur doit être maintenue à une valeur suffisante de
façon à empêcher la vaporisation du brut. En cas de chute de pression, les vapeurs
d’hydrocarbures seront saturées en eau, donc plus conductrices que le brut. Cela provoquerait

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une consommation excessive de puissance électrique. La puissance supplémentaire sera
convertie en chaleur qui chauffera davantage le brut, et la vaporisation provoquera le
déclenchement des électrodes.
II.4.7 Perte de charge dans la vanne de mélange :
La perte de charge au niveau de la vanne mélangeuse mesure le degré de mélange entre le brut
et l’eau de lavage. Elle permet à l’eau d’arriver aux cristaux et de les dissoudre, en créant un
mélange intime entre l’eau et le brut.
La valeur de cette perte de charge (∆P) est déterminée expérimentalement pour chaque brut.
Elle dépend généralement de la qualité du brut (lourd ou léger). Une augmentation de la perte
de charge à tendance à former une dispersion très fine, donc les émulsions difficiles à
détruire.
A l’inverse, une perte de charge trop faible conduit à un lavage incomplet, d’une manière
pratique, elle varie entre 0,2 et 2 bars, selon la nature du brut traité.
II.4.8 Nature et taux de désémulsifiant
Pour compléter l’opération de dessalage électrostatique, on a recours à l’emploi d’additifs
désémulsifiant qui facilitent la rupture des émulsions formés pour accroitre la décantation.
L’émulsion a une grande stabilité du fait de la formation d’une couche protectrice autour de la
gouttelette d’eau. Cette couche protectrice se compose des paraffines, des gommes, des
asphaltènes, d’argile et du sable. Pour casser le film protecteur, on utilise des produits
tensioactifs.
En règle générale, ils sont injectés en amont des séparateurs. Le taux d’injection varie de 5 à
50 ppm suivant la nature du brut à traiter.
Les performances demandées à un désémulsifiant sont doubles :
 Améliorer la qualité de la séparation côté huile.
 Améliorer la qualité de la séparation côté eau.
Les désémulsifiants rencontrées sur le marché sont de diverses marques agissent sur les
agents émulsifiants par neutralisation.
Quatre actions essentielles sont requises pour un désémulsifiants :
 Forte attraction par l’interface eau/huile.
 Floculation.
 Coalescence.
 Mouillage des solides.

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La présence de ces quatre actions provoque la séparation de l’eau et de l’huile. Le
désémulsifiant doit être capable de migrer rapidement à travers l’huile vers l’interface
huile/eau où il doit combattre l’agent émulsifiant qui se trouve plus concentré.
Si l’agent émulsifiant est faible, les forces de floculation peuvent être suffisantes pour
entraîner la coalescence, ce qui n’est pas toujours le cas, le cas échéant, le désémulsifiant doit
alors neutraliser l’agent émulsifiant et déchirer le film interfacial des gouttelettes d’eau, ce qui
va causer la coalescence.
Le type d’action de neutralisation du désémulsifiant dépend de la nature de l’émulsifiant par
exemple, les paraffines et les asphaltènes peuvent être dissous ou altérés, réduisant ainsi la
viscosité de leur film et changeant leur mouillabilité et leur dispersion dans l’huile, il est rare
qu’un seul composé chimique puisse produire à lui seul ces actions, un mélange de plusieurs
composés est alors utilisé afin de permettre une action équilibrée. On distingue les
désémulsifiants ioniques et non ioniques :
 Désémulsifiants ioniques :
Les caractéristiques de la tension - actif sont données par l’ion organique qui est le plus
important en volume, on distingue trois sous-groupes :
 Produits anioniques : Ils possèdent un ou plusieurs groupements fonctionnels ne
pouvant s’ioniser en solution qu’en fournissant un ion organique chargé
négativement, et un ion métallique chargé positivement responsable de la solubilité.
La partie hydrophile est constituée généralement par les sulfates et sulfonâtes, et la partie
lipophile par des hydrocarbures (sulfate de pétrole, les résines sulfonées….etc.)
 Produits cationiques :
En s’ionisant, ils donnent un ion organique chargé positivement et un ion négatif,
généralement minéral responsable de la solubilité. Parmi ces produits, on peut citer :
Les amines grasses et leurs sels, les amines substituées…
 Produits ampholytes :
Ils possèdent un ou plusieurs groupements fonctionnels s’ionisant en solution aqueuse en
donnant au produit un caractère anionique ou cationique suivant le milieu.
 Désémulsifiant non ionique
Ils ne donnent pas naissance à des ions dans la solution aqueuse.
Ces produits résultant souvent d’une fixation d’un groupement hydrophile (chaîne
polyglycolique) sur une molécule organique (lipophile), ce sont les récepteurs de l’émulsion
eau/brut les plus utilisées, ils sont très efficaces quel que soit la nature de la couche

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stabilisatrice, ils dispersent les micros particules solubles en modifiant les paramètres des
tensions interfacial eau-huile.
II.5 Avantages Et Inconvénients
Les dessaleurs électrostatiques sont les équipements les plus utilisés offshores pour mettre les
bruts aux spécifications commerciales. Ils créent dans le brut des champs électriques
importants, pouvant aller jusqu’à 20.000V/cm. Ces champs sont généralement pulsés, c’est à
dire de sens constant mais d’amplitude variable. Les plus anciens dessaleurs, comportaient
deux nappes d’électrodes horizontales, et induisaient donc deux champs, un primaire entre les
électrodes, et un secondaire entre l’électrode inférieure et l’interface eau/huile (type «low
velocity » de Petrolite)
 Avantages :
- Très bonne efficacité.
- Compacité, temps de séjour autour de 8mn pour les plus récents.
- Marche dégradée possible.
- Indicateurs de dysfonctionnement en temps réel.
- Réglage possible et facile.
- Limitent la consommation de produits chimiques
 Inconvénients :
- Teneur en eau limitée à l’entrée (15-20% maxi).
- Nécessité de deux étages si BSW élevé (déshydratation et dessalage).
- Phase gaz interdite, d’où le plus souvent nécessité d’ajouter une pompe en amont.
- coût, consommation électrique.
Malgré l’énorme précaution que constituent le processus de dessalage, l’efficacité du
dessaleur n’étant pas totale, il est nécessaire de lutter en aval dans les unités de traitement,
contre la formation inévitable d’acide chlorhydrique résultant des réactions d’hydrolyses des
sels cristallin du brut pouvant causer ainsi d’énormes dégâts matériels

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CHAPITRE III: DESCRIPTION DU PROCESSUS DE
DESSALAGE A LA SORAZ
La troisième unité combinée du département de production, est constituée par les dispositifs
de distillation atmosphérique, le système de stockage et transport et le système de dessalage.
III.1 Circuit intégrant l’unité de dessalage du pétrole brut
L’installation chargée du dessalage du pétrole brut fait partie intégrante de l’unité combinée
de distillation atmosphérique, considéré comme la première unité de traitement du pétrole
brut, elle a une capacité de traitement selon la conception de 1000000 t/a et son temps de
fonctionnement annuel de 8000 heures avec une élasticité conçue de 60% à 110%.
Figure III.1 vue d’ensemble de CDU sur le DCS
Source : unité 3 de la Soraz, 2016
III.2 Nature du brut dessalé
Le brut dessalé à la soraz est un cocktail de trois (03) types de puits differents ( sokor ,
goumeri et agali ) dont les caracteristiques essentielles sont resumées dans le tableau ci
dessous.

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Tableau III.1 : nature brut
Caracteristiques Densité à 15 % S % Sel
3 bruts melangés 861,6 0,15 10,8
Source : laboratoire soraz ,2016
III.3 Description de la méthode et processus du dessalement du brut
Le brut est chauffé à 123°C aprés passage dans une serie de cinq (05 ) echangeurs etest
finalement injecté dans le mélangeur de désalinisation électrique de niveau 1 (D-101 A) (1er
étage de dessalage).
Le mélange brut-eau de gisement est émulsifié avec de l’eau de lavage recyclée dés les 1er
et
2ème
étages de dessalage,une émulsion est ainsi créée, grâce à une vanne de mélange situé en
amont du premier étage de dessaleur et opérant à une pression de 1,4 MPa et 125°C avec un
temps de rétention de 5 minutes pour l’huile et 18 minutes pour l’eau.
Cette émulsion assure un bon mélange entre l’eau de gisement et l’eau de lavage, assurant
ainsi une diminution de la concentration en sel de la phase aqueuse.
Cette émulsion est ensuite séparée en deux phases liquides dans le dessaleur, sous l’action
d’un champ électrostatique, qui favorise la coalescence des micros gouttelettes d’eau, formant
ainsi des gouttes de taille plus importantes, tombant par gravité dans le fond du séparateur
électrostatique.
Le champ électrostatique est crée entre deux électrodes, une reliée à la masse et l’autre à un
transformateur HT (haute tension) installé en partie supérieure du dessaleur. Un distributeur
installé à l’entrée du dessaleur assure une distribution optimum de l’huile dans le champ
électrostatique.
L’eau coalescée dans le premier étage de dessalage est envoyé vers l’unite de traitement des
eaux huileuses. Une partie de l’eau est recyclée vers l’entrée du premier étage grâce aux
pompes de recyclage .
Le brut sortant du premier étage de dessalage est ensuite mélangé avec de l’eau de lavage
constitué d’un mélange d’eau brute et d’eau de recirculation vers le deuxième étage de
dessalage. Un mélange efficace est reconstitué grâce à une deuxième vanne de mélange .
L’huile et l’eau sont de nouveau coalescées dans le deuxième étage de dessaleur (D-101 B)
opérant à une pression de 1,4MPa et 123°C avec un temps de réduction de 5 minutes pour
l’huile et de 30 minute pour l’eau, toujours sous l’action d’un champ électrostatique.

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L’eau ainsi séparée dans le deuxième étage de dessalage est envoyée vers l’unite 4.
Une injection de désémulsifiant est prévue sur chaque étage de dessalage, en amont de la
vanne mélangeuse afin de faciliter la séparation eau-huile à chaque étage de dessalage.
III.4 Partie experimentale
III.4.1. Détermination de la teneur en eau et du sel du brut à l’entrée du
dessaleur
La formule suivante relie les teneurs en sel dans le brut et la quantité d’eau à injecter :
𝑆𝑠(𝑌 + 𝑋) = 𝑆 𝑒 . 𝑌
𝑋 = 𝑌(𝑆 𝑒 − 𝑆𝑠)/ 𝑆𝑠
𝑌 =
𝑋. 𝑆𝑠
(𝑆 𝑒 − 𝑆𝑠)
Avec :
Y : Teneur en eau du brut à l’entrée du dessaleur (%).
X : Quantité d’eau injectée par rapport au brut mesurée en (% vol).
Se : Teneur en sel du brut à dessaler (mg/l)
Ss: Teneur en sel du brut dessalé (mg/l)
Pour notre cas :
X = 6%
𝑆 𝑒 = 16,35
𝑆𝑠 = 2,66
𝑌 =
𝑂,𝑂6 ×2,66
(16,35−2,66)
= 0,016%
La teneur en eau du brut à l’entrée du dessaleur en pourcent par apport au brut à dessaler est:
Y = 0,016 %

P a g e | 23
III.4.2 Bilan matière :
Figure III.3: Schéma de bilan de matière du dessaleur
Source : support de formation : EXP-PR-EQ090-FR ,2007
Le bilan de matière de dessalage est:
𝑄 𝑏 + 𝑄 𝑤 = 𝑄 𝑑 + 𝑄 𝑤
′
𝑄 𝑏 : Quantité de brut à dessaler (m3
/h).
𝑄 𝑤 : Quantité d’eau de lavage (m3
/h).
𝑄 𝑑 : Quantité de brut dessalé (m3
/h).
𝑄 𝑤
′
: Quantité d’eau de purge (m3
/h).
On a:
𝑄 𝑏 = 115𝑚3
/ℎ
𝑌 = 𝑄 𝑊 𝑄 𝑏⁄
𝑄 𝑤 = 𝑄 𝑏 . 𝑌 = 115 × 0,06
𝑸 𝒘 = 𝟔, 𝟗𝒎 𝟑
/𝒉
Note : Y est le taux de lavage exprime (%)

P a g e | 24
III.4.3 Calcul de la quantité de brut dessalé:
𝑄𝑢𝑎𝑛𝑡𝑖𝑡𝑒 𝑑′
𝑒𝑎𝑢 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑢𝑒 𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑙𝑒 𝑏𝑟𝑢𝑡 = 0,21%
𝑄 𝑤𝑒𝑥𝑡 = 𝑄 𝑏 × 0,0021 = 115 × 0,0021 = 0,24𝑚3
/ℎ
𝑄 𝑊𝑒𝑥𝑡 : Quantité d’eau dans le brut dessalé.
La quantité de brut net (sans eau) 𝑄 𝑑 = 𝑄 𝑏 − 𝑄 𝑤𝑒𝑥𝑡
𝑄 𝑑 = 115 − 0.24 = 𝟏𝟏𝟒. 𝟕𝟔 m 3
/h
III4.4 Détermination de la quantité d'eau de purge
On a:
𝑄 𝑤
′
= (𝑄 𝑏 + 𝑄 𝑤) − 𝑄 𝑑
𝑄 𝑤
′
= (115 + 6,9) − 114,76 = 6,66𝑚3
/ℎ
𝑸 𝒘
′
= 𝟔, 𝟔𝟔𝒎 𝟑
/𝒉
III.4.5 Calcul de la vitesse de décantation:
La décantation est régie par la loi de stokes :
𝑽 𝒅 =
𝟐
𝟗
{
𝒓 𝟐(𝝆 𝟏 − 𝝆 𝟐)𝒈
µ 𝟐
}
Avec :
𝑉𝑑 : Vitesse de décantation (m/s)
r : Rayon de la goutte d’eau (m)
𝜌1 : Masse volumique de la phase dispersée (eau) (kg/m 3
)
𝜌2 : Masse volumique de la phase continue (Pa .s)
µ2 : Accélération de la pesanteur (9,81 m/s2
)
Avec µ2 = ϑ ρ2
ϑ : la viscosité cinématique de la phase continue (brut) (m2
/s)

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Pour pouvoir déterminer la viscosité de la phase continue à la température du dessalage, il
faut d’abord déterminer la viscosité de cette dernière à deux températures différentes :
ϑ80°C = 8,888 𝑚𝑚2
ℎ⁄ ϑ10O°C = 7,677 𝑚𝑚2
ℎ⁄
D’après GROSS:
𝑙𝑜𝑔
𝜗𝑡1
𝜗𝑡2
= 𝑅𝑙𝑜𝑔
𝑡2
𝑡1
On détermine d’abord le coefficient « R »
R = 𝑙𝑜𝑔
𝜗𝑡1
𝜗𝑡2
/ 𝑙𝑜𝑔
𝑡2
𝑡1
= 𝑙𝑜𝑔
8,888
7,677
/𝑙𝑜𝑔
100
80
= 0,65
Donc, la viscosité du brut à la température de dessalage sera:
𝑙𝑜𝑔
𝜗𝑡1
𝜗𝑡2
− 𝑅𝑙𝑜𝑔
𝑡2
𝑡1
log𝜗𝑡1 − 𝑙𝑜𝑔𝜗𝑡2 − 𝑅𝑙𝑜𝑔
𝑡2
𝑡1
𝑙𝑜𝑔𝜗123 − log 7,677- 0,65log
123
80
= 0,763
𝜗123 = 5,794 𝑐𝑠𝑡 = 5,794 10−6
𝑚2
/ℎ
La densité du brut à 123°C
La méthode utilisée pour la déterminer consiste :
- Déterminer par analyse la densité de la phase continue à 20°C
𝑑4
20
= 0,8495
- La densité à une quelconque température est donne par la formule suivante :
𝒅 𝟒
𝒕
= 𝒅 𝟒
𝟐𝟎
− ⍺(𝒕 − 𝟐𝟎) (t en °C)
Avec ⍺ : coefficient caractérisant la variation de la densité en fonction de la température :
⍺ = 0,001828 − 0,00132(𝑑 𝑡)
= 0,001828 − 0,00132 × 0,8495 = 7,06610−4
Donc : 𝑑4
123
= 0,8495 − 7,06610−4(123 − 20)
𝒅 𝟒
𝟏𝟐𝟑
= 𝟎, 𝟕𝟕𝟔𝟕g/ cm3

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La densité d’eau à 123°C
𝑑4
20
= 1,002
Donc on a : 𝒅 𝟒
𝟏𝟐𝟑
= 𝒅 𝟒
𝟐𝟎
− ⍺(𝟏𝟐𝟑 − 𝟐𝟎)
⍺ = 0,001828 − 0,00132(𝑑 𝑡)
⍺ = 0,001828 − 0,00132(1,002)
⍺ = 0,00113
𝒅 𝟒
𝟏𝟐𝟑
= 𝟏, 𝟎𝟎𝟐 − 𝟎, 𝟎𝟎𝟏𝟏𝟑(𝟏𝟐𝟑 − 𝟐𝟎)
𝒅 𝟒
𝟏𝟐𝟑
= 𝟎, 𝟖𝟖𝟒𝟓 g/ cm3
Diamètre de la particule d’eau en fonction de la teneur en eau
Teneur en eau
X (% vol) 1 5 10 15 20
Diamètre de la
gouttelette d’eau
(10-5
m) 5 10 22 27 35
Le taux d’injection d’eau de lavage donne le diamètre de la gouttelette d’eau :
Avec D on calcule r = D / 2 (10-5
m)
Dans notre cas on a : x = 6%
Donc D= 22 r = 22 /2 = 11
Apres on peut remplacer les valeurs trouvées dans la formule de la vitesse de décantation pour
avoir la vitesse :
Donc la vitesse de décantation sera :
𝑉𝑑 =
2
9
{
𝑟2(𝜌1 − 𝜌2)𝑔
µ2
}
𝑉𝑑 =
2
9
{
(11 10−5) 2(884,5− 776,7)9,81
884,5×5,794 10−6
} 𝑽 𝒅 = 5, 54𝟏𝟎−𝟒
m /s

P a g e | 27
III.4.6 Calcul du temps de décantation:
On peut calculer le temps de décantation par la formule suivante :
𝑇𝑑 = 𝐿1/𝑉𝑑
Où :
𝑇𝑑 : Temps de décantation (sec).
𝐿1: Distance entre l’électrode basse et l’interface en (m).
𝑉𝑑 : Vitesse de décantation (m/sec).
On a :
𝐿1: 0,85 m
𝑉𝑑: 5,5410−4
m /s
Donc 𝑇𝑑 = 0,85 5,5410−4⁄
𝑻 𝒅 = 𝟏𝟓𝟑𝟒, 𝟐𝟗 𝒔𝒆𝒄 = 25,57 min
III.4.7 Calcul du volume du dessaleur:
V =𝑽 𝟏 + 𝑽 𝟐
𝑉1: Volume de la parité cylindrique du dessaleur
𝑉2: Volume des deux hémisphères
V =
𝝅 𝑫 𝟐
𝟒
𝑳 +
𝟒
𝟑
𝟒𝝅𝑫 𝟑
𝟖
V =
𝟑,𝟏𝟒 × 𝟐 𝟐
𝟒
𝟖 +
𝟒
𝟑
𝟑,𝟏𝟒 × 𝟐 𝟑
𝟖
= 54,42
V = 54,42m3
III.4.8 Calcul du temps de séjour:
Le temps de décantation est déterminé par la relation :
𝑻 𝒔 = 𝑽
𝑸⁄

P a g e | 28
Ou :
𝑇𝑠 : Temps de séjour
V : Volume de la capacité (m3
)
Q : Débit volumique de la charge
𝑄 = 𝑄 𝑏 + 𝑄 𝑤
𝑄 𝑏 : Débit volumique du pétrole brut
𝑄 𝑤 : Débit volumique de l’eau de lavage
On a:
𝑄 𝑏 : 115 m3
/h
𝑄 𝑤 : 6,9𝑚3
/ℎ
𝑄 = 115 + 6,9
𝑄 = 121,9 𝑚3
/ℎ
On a:
V:𝟓𝟒, 𝟒𝟐𝒎 𝟑
Donc le temps de séjour 𝑇𝑠 =
54,42
121,9
= 𝟒𝟒𝟔, 𝟒𝟑𝟏𝟎−𝟑
𝒉 = 𝟐𝟔𝒎𝒊𝒏 = 𝟏𝟔𝟎𝟕, 𝟏𝟓𝒔𝒆𝒄
Interprétation des résultats
Le résultat de la teneur en sel après analyse au laboratoire nous permet de conclure que la
salinité du brut de sortie diminue.
Le dessalage est une opération qui se fait pour éliminer le sel contenue dans le brut, car ce
dernier présente plusieurs inconvénients au niveau des installations (encrassement, bouchage
…etc.) Après dessalage la salinité du brut de sortie diminue, mais la variation des paramètres
est limitée par d’autres facteurs comme la température qui ne doit pas dépasser la température
de design de dessaleur. Le pourcentage d’eau est aussi limité par le niveau d’eau dans le
dessaleur, ce dernier ne doit pas être proche de l’électrode, et limité aussi par certains facteurs
économiques tels que le débit de production et le cout de désémulsifiant.

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CONCLUSION GENERALE

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A partir des résultats obtenus, nous concluons que la salinité du brut dessalé diminue avec
l’augmentation des paramètres clés qui sont : la température de service, le taux de lavage et le
taux de désémulsifiant.
L’augmentation de ces paramètres clés conduit à une augmentation de l’efficacité de
dessalage. Les valeurs maximales de ces paramètres sont limitées par des conditions
sécuritaires et/ou économiques tels que le niveau de l’eau dans le dessaleur qui présente un
danger vis-à-vis du transformateur d’une part et influe sur la quantité de brut dessalé de
l’autre part.
Il faut prendre en considération que la variation de la température est limitée aussi par le
design du dessaleur et celui de la colonne de stabilisation de brut dessalé, quant à l’injection
de désémulsifiant son volume varie selon la nature des émulsions présentes dans le brut.
Pour obtenir des résultats plus précis nous recommandons ce qui suit :
Faire une optimisation entre tous les paramètres clés y compris le champ électrique pour
obtenir une valeur optimale de service.
Les difficultés rencontrées :
 Problème de communication avec les chinois
 Le délai de stage très court (un mois)
 L’accès à certains documents
 Indisponibilité des ingénieurs.
Suggestions à l’endroit de la société de raffinage de Zinder :
 Exiger la communication dans la langue du travail (anglais)
 Exiger le transfert de compétence
 Accorder un délai de stage suffisant aux étudiants du domaine
 Recruter des agents compétents et ayant le profil
 Traduire les documents en français
 Eviter de faire de l’usine une société familiale.

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BIBLIOGRAPHIE

P a g e | 32
1. J-P ; Wauquiez ;(1998) le raffinage de pétrole brut procédés de séparation ;
EDITIONS, TECHNIP, TOME 2 ; pp 240-260,
2. Furu H&Yawei L (2010) ; Règlement technique dispositifs de distillation sous pression
atmosphérique ; Soraz,
3. Total ; (2007) ; Exploration et Production : Les Équipements ; les Dessaleurs ;
Support de Formation: EXP-PR-EQ090-FR,
4. Bouba M, Introduction à la production de la raffinerie de Zinder Soraz ; 2014.

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ANNEXES

Annexe 1 : Figure II.3 : Principe d’un dessaleur électrostatique
Annexe 2 : Tableau I.1: fiche signalétique de la SORAZ
Annexe 3 : Figure I.2: Organigramme de la SORAZ

Annexe 1 :Figure II.3 : Principe d’un dessaleur électrostatique
Source : Institut Français de Pétrole training ,2012

Annexe 2 : Tableau I.1: fiche signalétique de la SORAZ
Raison sociale Société anonyme
Effectif 425 employés nigériens (operateurs,
techniciens, ingénieurs et cadres
administratif dont chacun à un contrat CDI)
Capital social 10 000 000 FCFA
Actionnariat - l’état nigérien avec 40%
- CNPC avec 60%
Registre de commerce RCCM-NI-ZIN-2010-E-061
Adresse BP : 170
Superficie 600 hectares
Capacité de stockage - Essence 4 réservoirs : 40 000 m3
- GPL 4 sphères : 8 000 m3
- Gasoil 3 réservoirs : 60 000 m3
- Brut 4 réservoirs : 80 0000 m3
Source : département de ressource humaine ,2016

Figure I.2: Organigramme de la SORAZ
Source : département de ressource humaine ,2016
Légende : p : personne

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