GuidEnR > Les perspectives technologiques dans le raffinage  
LE BLOG GUIDENR
Conseils pratiques

 

 Actualités :  


LES CLES DU DIMENSIONNEMENT

Ouvrages en commande
Photovoltaïque autonome

Photovoltaïque raccordé au réseau




Les perspectives technologiques dans le raffinage


L’activité de raffinage consiste à séparer (par distillations et procédés de conversion, craquage catalytique notamment) et à traiter (par hydrodésulfuration, hydrotraitement) les différents composants du pétrole brut pour obtenir des produits finis répondant aux attentes des consommateurs et aux standards internationaux. À l’horizon 2030, les contraintes qui pèseront sur le secteur du raffinage sont l’augmentation de la part des pétroles lourds et extra lourds dans l’approvisionnement, le maintien du déséquilibre gazole/essence entre production et consommation, le renforcement des réglementations environnementales (teneur en soufre des fiouls de soute et émissions de CO2 des raffineries) et l’augmentation des approvisionnements en sources alternatives au pétrole (biomasse, charbon, gaz naturel). Pour rester compétitive, l’industrie du raffinage français devra adapter ses procédés, les rendre plus flexibles, et engager des investissements en unités d’hydrodésulfuration et de conversion. En Europe, bien que la diminuer d’ici 2035, le pétrole continuera à occuper une place centrale dans le mix énergétique des transports (83 % en 2035 d’après le scénario central de l’AIE).



Conversion des bruts lourds et extra-lourds


Les conversions devenant profondes, la consommation d’énergie augmente (de 2 à 3 points de l’autoconsommation du brut traité en vingt ans). L’alourdissement des charges pétrolières disponibles nécessite une évolution des procédés de conversion en raffinerie ou sur champ : procédés de conversion, de conversion profonde (cokéfaction) et de désulfuration, qui devront permettre de minimiser l’impact environnemental des conversions de produits lourds, dans une optique de réduction des émissions de gaz à effet de serre des raffineries. Plus particulièrement, il s’agit de proposer des technologies et procédés visant à améliorer l’efficacité énergétique, de développer des catalyseurs performants et d’améliorer l’intégration des procédés. La conversion des produits lourds du pétrole en carburants nécessitera une production importante d’hydrogène, dont les besoins devraient doubler d’ici 2030. L’amélioration de l’efficacité énergétique des procédés de production d’hydrogène sera par conséquent un réel enjeu. Le captage du CO2 conjointement émis par cette production paraît encore lointain et très peu probable en raffinerie d’ici 2030 pour des raisons économiques (voir le chapitre sur le captage et stockage de carbone).

Déséquilibre de la demande gazole/essence


L’évolution du parc automobile français a créé un déséquilibre entre offre et demande d’une part pour le diesel, dont la production française ne suffit plus à satisfaire la demande (importation de 40 % du diesel), d’autre part pour l’essence, dont la production française dépasse la demande (exportation de 30 % de l’essence produite, mais les possibilités d’exportation, vers les États-Unis notamment, diminuent). Cet effet de parc risque de se maintenir à l’horizon 2020-2030. Plusieurs évolutions technologiques sont envisagées pour faire face à ce déséquilibre. Le procédé FCC (Fluid Catalytic Cracking, ou craquage catalytique) peut être utilisé en mode « maxi diesel » mais cela nécessite d’investir dans des capacités d’hydrodésulfuration et de production d’hydrogène. L’effet sur le ratio de production gazole/essence est limité (+ 12 %). L’oligomérisation des oléfines en gazole est un procédé au stade de R & D, qui n’a pas encore été prouvé mais qui pourrait être mature d’ici une dizaine d’années. Il constituerait une rupture technologique dans la mesure où les oléfines légères de FCC (essence) réagiraient entre elles pour former des chaînes plus lourdes (diesel), avec un réel impact sur l’augmentation de la coupe diesel au détriment de la coupe essence. Enfin, l’hydrocraqueur de distillat est une technologie disponible permettant d’augmenter le ratio de production gazole/essence de manière significative (+ 70 %). Il représente un investissement majeur pour une raffinerie (environ 10 fois celui d’un FCC « maxi diesel » et 5 fois celui de l’oligomérisation des oléfines). En France, les raffineries de Normandie (Total) et de Lavéra (Ineos) en sont équipées.

Désulfuration des fiouls de soute


La teneur en soufre (en % massique) des fiouls de soute, dont la demande ira croissante ces vingt prochaines années, fait l’objet d’une réglementation internationale de plus en plus stricte : dans les zones de contrôle d’émissions (Emission Control Areas ou ECA), la limite de soufre passe à 0,1 % à l’horizon 2015 (1 % aujourd’hui) et pour le reste de la flotte, la limite passerait à 0,5 % à l’horizon 2020-2025 (3,5 % aujourd’hui). La disponibilité des produits aux dates proposées pour les spécifications les plus sévères n’est pas garantie. La tension sur le marché des distillats, notamment pour le fioul à 0,1 % de soufre en teneur, pourrait encore être aggravée par la création de nouvelles zones de contrôle d’émissions de soufre ou SECA (Sulphur Emission Control Areas, dites aussi « SOx ECA »). Pour atteindre ces spécifications, deux voies technologiques sont envisagées : le traitement embarqué des fumées, avec le problème de l’encombrement et de coût pour l’armateur (une autre solution pour ce dernier étant de changer de carburant par exemple en ayant recours à du GNL), et la désulfuration des fiouls en raffinerie, grâce à l’amélioration des procédés de désulfuration de résidus existants et au développement de techniques permettant la production simultanée de fiouls désulfurés et de distillats (technologies matures mais présentant des verrous économiques). Pour cela, des catalyseurs plus actifs seront nécessaires. Le fioul à 0,1 % de soufre sera probablement produit à partir des installations existantes et sera au moins un distillat sous vide. Son prix sera ainsi significativement plus élevé que celui des fiouls lourds utilisés aujourd’hui. Le fioul à 0,5 % de soufre pourra être produit à partir des technologies d’aujourd’hui et pourrait être un résidu comme le fioul actuel à 3,5 % de soufre. À ce titre, son prix pourrait être plus proche de celui d’un fioul lourd actuel que d’un distillat. Il paraît donc moins en compétition avec la désulfuration embarquée.

Réduction des émissions de gaz à effet de serre


Les émissions de CO2 du raffinage français augmentent de 2 % par an par tonne de brut traité. Elles proviennent essentiellement des combustibles utilisés dans les fours, sous-produits des procédés de raffinage non commercialisables, mais aussi de la production d’hydrogène nécessaire dans les procédés de conversion et traitement. L’amélioration de l’efficacité énergétique des différents procédés, dont la production centralisée d’hydrogène, est une voie de réduction des émissions de gaz à effet de serre à moyen terme. La diminution de la part des produits lourds dans l’alimentation des fours au profit des charges légères au contenu carbone inférieur (fuel gas) fait déjà l’objet d’investissements. À plus long terme, des solutions de rupture pourraient provenir de l’intégration de procédés de captage du CO2 (peu probable avant 2030, pour des raisons économiques et techniques dues aux spécificités du secteur du raffinage : sources d’émissions de CO2 nombreuses et dispersées) et de l’utilisation de fours électriques pour chauffer le pétrole brut avant introduction dans le procédé de distillation (actuellement à l’étude, envisagé essentiellement pour des nouvelles installations pour des raisons économiques). Les fours de charges pétrolières représentent en effet les unités les plus consommatrices d’énergie dans les raffineries (100 à 700 kJ/h). Cependant, les standards de plus en plus sévères concernant la qualité des produits raffinés, les procédés mis en oeuvre pour accroître la production de diesel et l’alourdissement des charges pétrolières augmentent la consommation énergétique des raffineries, et donc ses émissions de CO2.

Biocarburants et raffinerie


L’augmentation prévue de la part des biocarburants dans les transports laisse la porte ouverte à différentes approches quant à leur production, en raffinerie ou dans des sites dédiés. La production de biocarburants dans les raffineries pourrait être envisagée par introduction de 5 % à 10 % de biohuiles (issues de la pyrolyse de la biomasse lignocellulosique) au niveau du craqueur catalytique, pour un coprocessing avec des charges fossiles. Les technologies sont aujourd’hui matures. Le seul verrou est économique et réside dans le prétraitement de ces biohuiles fortement oxygénées. Leur désoxygénation nécessite un travail sous pression d’hydrogène, ce qui implique une production d’hydrogène accrue et une phase de compression, au coût élevé. Ce coprocessing nécessitera également une évolution des catalyseurs vers plus de flexibilité et de sélectivité, les charges pétrolières et les biohuiles ayant des propriétés différentes. L’Allemagne, la Hollande et la Finlande sont fortement engagées dans cette voie. En France, l’idée évolue, mais à un rythme moins soutenu. L’évolution de la fiscalité de ces produits conditionnera en partie ce développement.

L’industrie française du raffinage


La France compte actuellement une dizaine de raffineries (23 en 1970). Elle ne fait pas exception à la surcapacité structurelle de raffinage observée en Europe. Le raffinage français est cependant moins compétitif que la moyenne ouest-européenne, il présente des coûts opératoires supérieurs (+ 25 % en 2008). Les investissements nécessaires dans les raffineries françaises pour répondre aux différentes contraintes qui pèsent sur le secteur ne pourront se faire sans l’assurance d’une certaine rentabilité financière. Or les marges des raffineries françaises diminuent depuis 2009, en partie à cause de la diminution des possibilités d’exportation des surplus d’essence vers les États-Unis.

Le raffinage français, garant d’une certaine sécurité d’approvisionnement, devra évoluer. Si les projets de nouvelles raffineries sont exclus, les pétroliers se concentrent sur les raffineries les plus pertinentes et les plus rentables, dans une logique d’optimisation du parc existant. Un positionnement sur de nouveaux secteurs tels que celui des biocarburants pourrait être envisagé à plus long terme.

Principe de fonctionnement d’une raffinerie


Le raffinage est une activité qui consiste en une succession de procédés unitaires de raffinage du pétrole brut et de ses sous-produits, présentés schématiquement cidessous, que l’on peut regrouper en trois types de transformations.

Principe de fonctionnement d’une raffinerie
Principe de fonctionnement d’une raffinerie


=> Distillation
La distillation permet de séparer les composants du pétrole brut en différentes coupes, selon leur point d’ébullition :
  • la distillation à pression atmosphérique correspond à la première étape, durant laquelle le brut est chauffé à 350-400 °C dans une colonne de 60 m de haut (topping). Les composés dont la température d’ébullition est inférieure à 350- 400 °C se vaporisent. Les vapeurs se condensent lorsqu’elles ont atteint l’altitude qui correspond à leur température de rosée, ce qui permet de séparer les produits obtenus. Les plus légers sont récupérés en haut de la tour, les plus lourds en bas ;
  • la distillation sous vide (DSV) permet d’abaisser les températures d’ébullition des résidus de la distillation précédente. Les produits obtenus sont du gazole, des distillats lourds et un résidu qui entre dans la composition des bitumes ou des fiouls lourds.


=> Conversion
En fonction des produits souhaités, des procédés de conversion des composants, réalisée en général sous forte pression et haute température, sont mis en oeuvre. Il existe plusieurs types de conversions :
  • les procédés ayant pour but la division des molécules complexes en molécules plus simples pour convertir les produits lourds en produits plus légers : craquage1, cokéfaction, viscoréduction :
    • un craquage catalytique (FCC, Fluid Catalytic Cracking) transforme du distillat lourd en petites molécules : gaz, essences et gazole. Les charges qui alimentent le FCC proviennent de la distillation sous vide (distillats légers et lourds). Comme son nom l’indique, cette réaction se fait en présence d’un catalyseur ;
    • la cokéfaction est un procédé consistant à extraire une partie des atomes de carbone que renferment les grosses molécules d’hydrocarbures. Les molécules lourdes sont craquées par la chaleur, des composés plus légers et du coke apparaissent ;
    • la viscoréduction est un exemple de craquage thermique. Elle permet de réduire la viscosité des résidus lourds issus de la distillation sous vide en « coupant » ces produits. On obtient par exemple des fiouls lourds ;
  • le reformage catalytique est un processus d’amélioration de l’essence lourde pour obtenir des essences dont l’indice d’octane est élevé. Un des sous-produits de cette réaction est l’hydrogène, qui sera utilisé notamment pour l’hydrodésulfuration ;
  • l’alkylation consiste en une recomposition des molécules pour constituer les composants nécessaires aux mélanges de la production d’essence ou de gazole ;
  • l’isomérisation correspond au réarrangement de molécules dans le but d’obtenir des composants d’essences à haut indice d’octane.

Le craquage


Le craquage est un procédé chimique qui consiste à casser des molécules organiques en des molécules de plus petites tailles. Le craquage peut être thermique ou catalytique.


=> Traitement
Après distillation et conversion, les composants obtenus ne sont pas prêts à être commercialisés. Il faut encore les traiter en stabilisant et séparant les composants indésirables tels que le soufre.

L’hydrodésulfuration (HDS) permet de diminuer la teneur en soufre des coupes moyennes (kérosène, gasoil). Cette réaction nécessite un apport d’hydrogène.

L’hydrotraitement des essences provenant de la distillation et du FCC permet d’en éliminer le soufre et les composés azotés.

En plus de ces procédés entrant directement dans le processus de raffinage, d’autres procédés sont essentiels au fonctionnement des raffineries : traitement des eaux usées, génération d’hydrogène, production de vapeur, systèmes de refroidissement.