les hydrocarbures

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LES TRANSPORTEURS DE
PETROLE BRUT ET DE
PRODUITS RAFFINES
1) LES PRODUITS TRANSPORTES
Le pétrole brut (crude oil) est une huile minérale
naturelle. C’est le résultat de la lente dégradation
bactériologique d’organismes aquatiques végétaux et
animaux.
Son nom vient du latin pétroléum (huile de pierre).
C’est un mélange complexe d’hydrocarbures gazeux,
liquides et/ ou solides dont la nature et les
caractéristiques varient avec l’origine.
C’est un liquide vert foncé par réflexion et brun rouge
par transparence.
On utilise le terme d’HYDROCARBURES aussi bien
pour désigner le pétrole brut (crude oil) que les produits
provenant du raffinage (products) ou des
incondensables (hydrocarbures gazeux).
La production mondiale de pétrole brut est d’environ
3,5 milliards de tonnes par an dont environ 50% est
transporté par mer.
Composition des hydrocarbures
Les pétroles bruts sont constitués de:
- Carbone (84 à 87%)
- Hydrogène (11 à 14%)
- Soufre, azote, oxygène, hydrogène sulfuré, phosphore
et autres impuretés, qui seront recueillis ou éliminés au
moment de la distillation (calcium, magnésium, silicium,
sodium, fer, nickel etc...).
L’importante proportion de carbone et d’hydrogène
constituera un mélange d’hydrocarbures, c’est à dire
de molécules constituées d’atomes de carbone et
d’hydrogène.
Le nom chimique d’un hydrocarbure dépend du
nombre d’atomes de carbone du radical:
n=1: méth
n=2 éth
n=3: prop
n=4: but
puis pent, hex, hept, oct, etc...
On parlera en raffinage de coupe C6, C7 en fonction
du nombre d’atomes de carbone dans le produit
obtenu.
Les hydrocarbures seront classés dans différentes
familles en fonction de leur structure.
Ces structures sont liées à la tétravalence du carbone,
c'est-à-dire au nombre de fois (4) où peut se lier
chimiquement à l’hydrogène un atome de carbone.
On trouvera donc quatre types de liaisons :
- Des liaisons simples : Méthane CH4
- Des doubles liaisons : Ethylène C2H4
- Des liaisons triples : Acétylène C2H2
- Des liaisons en cycle : Les benzènes
On distinguera donc
-Les hydrocarbures saturés (terminaison en « ane »).
Les atomes de carbone sont reliés entre eux par une
liaison simple. Ils peuvent être:
- linéaires (paraffinique) ou alcanes: CnH2n+2
- cyclique (naphténique): CnH2n,
-Les hydrocarbures non saturés (terminaison en
« ène »).
Les atomes de carbone sont reliés entre eux par des
ilaisons doubles ou triples.
- les éthyléniques CnH2n (double liaison) dérivés de
l’’éthylène (C2H4)
- les acétylénique CnH2n-2 (triple liaison) dérivés de
l’acétylène (C2H2)
- les aromatiques pour les chaînes cycliques (CnH2n-
6). Benzène C6H6, toluène (C7H8).
On trouve enfin des composés chimiquement mal
définis
Les résines (solubles dans les paraffines légères) et
Les asphaltènes (non solubles) qui sont des molécules
hétérocycliques lourdes.
A température et pression normales, les hydrocarbures
se présentent:
- sous forme gazeuse: nombre d’atomes de carbones <
6
- sous forme liquide: nombre d’atomes de carbone
compris entre 6 et 24
- sous forme solide: nombre d’atomes > 25.
GAZ
LIQUIDE
SOLIDE
6
25
Les constituants du pétrole brut extrait pourront varier
dans les proportions suivantes :
- 30 à 70% d’hydrocarbures saturés (Alcanes et
naphtènes).
- 20 à 40% d’hydrocarbures aromatiques
(Hydrocarbures cycliques non saturés).
- 5 à 25% de résines.
- 0 à 10% d’asphaltènes.
D’un gisement à l’autre, le brut contient plus ou moins
de molécules légères ou lourdes. Il aura donc des
caractéristiques différentes.
On distingue 3 classes de pétroles bruts:
- le brut paraffinique où le pourcentage de produits
légers est élevé et dans lequel la paraffine est
dissoute.
- le brut naphténique (ou asphaltique).
- le brut mixte qui est un mélange des deux
précédents.
Après extraction, le pétrole peut être dégazé et
éventuellement désulfurisé.

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Le raffinage
Le but du raffinage va être d’élaborer des produits
commerciaux à partir de ce pétrole brut. Ces produits
devront répondre à un certain nombre de critères
administratifs et douaniers, les spécifications.
Le raffinage comprend un certain nombre de procédés
que l’on peut classer schématiquement en trois
familles.
- Les procédés de séparation
Le principal est la distillation atmosphérique.
C’est le premier traitement. Le pétrole brut qui a été
préalablement réchauffé et dessalé est ensuite chauffé
à environ 350°C pour être vaporisé dans une colonne
de distillation composé d’un certain nombre d’étages
ou règnent des températures décroissantes en fonction
de l’élévation.
La distillation génèrera en fonction de la température
des produits de densités différentes.
- des hydrocarbures gazeux (propanes,
butanes)
- des éthers de pétrole
- des essences de pétrole (essences légères,
moyennes et lourdes)
- des solvants;
- des pétroles lampants
- des huiles lourdes qui donneront de la
paraffine. Une fois déparaffinée, ces huiles
donneront des gazoles et des huiles de
graissage.
- des produits très lourds qui donneront les
fuels des soutes et les bitumes.
- Les procédés de transformation
Ces procédés vont permettre d’améliorer les propriétés
des produits (procédés d’amélioration) ou de les
transformer en des produits mieux adaptés au marché
(procédés de conversion).
Les principaux procédés de conversion consistent à
casser des molécules longues en molécules courtes.
C’est le craquage ou cracking qui va consister à
chauffer le produit sous pression (craquage thermique).
Des essences sont ainsi préparés à partir de produits
lourds.
- Les procédés de finition
Ce sont les dernières opérations pour rendre le produit
commercialisable. Il s’agit d’éliminer les impuretés et
principalement le soufre. On procède par apport
d’hydrogène qui captera le soufre et le transformera en
H2S. Les teneurs maximum en soufre sont données
par les spécifications.
Les caractéristiques des
hydrocarbures
LE DEGRE DE SALISSURE
Si l’on tient compte de leur degré de salissure, on
parlera de produits blancs (essences, alcool), et de
produits noirs (FO, DO, goudron).
LA DENSITE
Les unités utilisées sont généralement:
- l’API: gravity (American Petroleum Institute) en degré
- la specific gravity ou relative density à 60°F
- la masse volumique à 15°C dans le vide.
API = (141,5 / Specific gravity 60°F) - 131,5
LA VISCOSITE
C’est à dire la tendance plus ou moins grande à
l’écoulement. Selon la viscosité, on les appellera:
HEAVY (FO, asphalte), MEDIUM ou LIGHT (GO,
kérosène).
Les unités utilisées sont les Second Saybolt Universel
(SSU), les Centistokes (cSt) ou les mm2/s.
La viscosité diminue avec la température. Des tables
permettent d’obtenir la viscosité à une température
quelconque, la température pour obtenir une viscosité
donnée, ou la conversion d’une unité à l’autre.
LA VOLATILITE
Le point d’ébullition des hydrocarbures varie entre -
162°C pour le méthane et plus de 400°C pour les
molécules les plus lourdes.
Dans une citerne chargée, si la température est
suffisante, une partie du liquide s’évaporera. Ce
phénomène se produit d’autant plus aisément que
l’hydrocarbure est de faible densité. Si la citerne est
hermétique, l’évaporation cesse d’elle-même lorsque la
concentration de vapeur au-dessus du liquide a atteint
son maximum, c’est à dire lorsque l’espace libre est
saturé de vapeur. La quantité de vapeur présente au-
dessus de la phase liquide, et donc la volatilité, est
caractérisée par la Tension de Vapeur Saturante (ou la
pression de vapeur REID qui est mesurée à l’appareil
REID à 100°F /37,7°C en unité psi). La pression
atmosphérique correspond ˆ 14,7 psi.
La tension de vapeur varie en fonction de la
température.
L’INFLAMMABILITE
- Produits volatils (catégorie 1): point éclair inférieur à
60°C (essence, pétrole lampant, naphta, gasoil léger);
- Produits non volatils (catégorie 2): point éclair
supérieur à 6°¡C (gasole, diesel, fioul, bitume).
LA DENSITE DES GAZ
Les gaz d’hydrocarbure présents dans les liquides sont
plus lourds que l’air (pas le méthane).
Propane (1,55) ; Butane (2); pentane (2,5).
LE POINT DE GOUTTE (pour point)
C’est la température la plus basse à laquelle un pétrole
restera liquide et ne se figera pas.
ELECTRICITE STATIQUE
Les hydrocarbures liquides ont une capacité plus ou
moins grande d’accumuler (ou de conduire) de
l’électricité statique.
Produits conducteurs: les produits noirs (crude,
residual FO, black DO, bitume).
Produits accumulateurs: les produits blancs (essence,
kérosène, naphta, gasoil lourd etc...).

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Les dangers liés aux hydrocarbures
DANGERS DE COMBUSTION/ EXPLOSION
Ils sont liés à la présence de vapeurs d hydrocarbure,
d’oxygène et de sources de chaleurs (triangle du feu).
Un carburant est caractérisé par son point éclair et sa
zone d’inflammabilité limitée par la LIE et la LSE.
Un certain nombre de mesures sont prises ˆ bord pour
écarter les risques d’incendie ou d’explosion:
- Inertage des citernes;
- contrôle des atmosphères;
- dilution des vapeurs d’hydrocarbure
- suppression des points chauds;
- élimination de l’électricité statique;
- utilisation d’appareils « sécurité intrinsèque »
- consignes de sécurité diverses.
LA TOXICITE
Le pétrole est un produit toxique et dangereux pour
l’homme.
Il est dangereux par:
- inhalation de gaz (irritation, narcose, coma, mort);
- par contact cutané (dermatose, eczéma, cancer).
Le danger varie avec la concentration des gaz
d’hydrocarbure (en %, ppm ou % de la LIE) et la durée
d’exposition (Court terme / long terme).
La toxicité d’une substance s’exprime par la quantité
de substance nécessaire pour tuer un animal par le
poids de cet animal en kgs.
La CMA (Threshold Limit Value), ou concentration
maximum admissible est la valeur exprimée en ppm
qui peut être supportée par l’homme sans inconvénient
quand il travaille 8 heures par jour pendant un semaine
de 40 heures.
La valeur plafond (Ceiling) ne doit pas être dépassée
même pour des périodes courtes au risque d’affecter
sérieusement la personne qui y est exposée.
La présence de benzène ou d’hydrogène sulfuré
provoque des lésions irréversibles (cerveau, reins). Il
en est de même pour le tétraéthyle et le tétraméthyle
de plomb.
A noter que certains gaz neutralisent l’odorat.
Enfin l’absence d’oxygène entraîne l’asphyxie.
Mesures préventives:
- isolation des zones de service et de logement
(ventilation en circuit fermé pendant les opérations
commerciales);
- contrôle de l’atmosphère (teneur en 02/ gaz toxiques)
et ventilation dans les espaces clos;
- utilisation de vêtements de travail et de protection
appropriés.
POLLUTION MARINE
Les conséquences des pollutions par les
hydrocarbures sont considérables (faune, flore,
tourisme). Tout un train de mesures de recherche, de
prévention, de surveillance et de lutte a été mis en
place pour éviter les accidents ou en réduire les
conséquences.
A noter que la pollution des mer du fait du transport
maritime représente un part relativement faible (<10%)
par rapport aux pollutions qui ont une autre origine,
mais elle est beaucoup plus spectaculaire.
Un baril = 159 litres
1 tonne = 7,3 barils
ALGERIE LIGHT 45,4 0,800 34 7,3 30 0,14
320
SUMATRA MEDIUM 22,8 0,917 600 0,3 35 0,18
3200
VENEZUELA HEAVY 10,2 0,999 90000 0,3 60 5,50
DESIGNATION
CLASS.
API grv
Relative
Density
60°F
T V
REID
psi
Viscosité
SSU
Pour
Point
°F
%
Soufre
EXEMPLE DE CARACTERISTIQUES DE PETROLES BRUTS

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2) LES NAVIRES
On va distinguer
- les transporteurs de pétrole brut (crude carrier)
ULCC: ultra large crude carrier (500 000 TPL)
VLCC: very large crude carrier; (+ 200 000 TPL)
SUEZMAX: 140 000 TPL
AFRAMAX : 80 000 TPL
Handy size: taille plus réduite.
- les transporteurs de produits raffinés (product carrier):
Ils sont en général de taille inférieure (50 000 TPL) et
peuvent transporter plusieurs produits.
- les transporteurs de naphte ou de bitume (transport à
température élevée: 175°F/ 80°C).
Dispositions générales
Le pétrolier est un navire à un seul pont, la machine et
le château étant réglementairement disposés à
l’arrière.
La tranche des citernes est disposée sur la partie
milieu. Elle doit être séparée des locaux machines et
des locaux d’habitation et de service par des
cofferdams.
La salle des pompes est en général située dans le
cofferdam arrière.
La tranche cargaison est divisée en :
- citernes de cargaison
- citernes de ballastage (ballasts séparés)
- citernes de décantation (slop tanks)
La tranche cargaison est cloisonnée dans le sens
transversal et longitudinal.
Cofferdam
Ballast
Citerne
La zone des citernes de cargaison est généralement
cloisonnée transversalement (2 ou 3 tranches, 1
centrale et 2 latérales) et longitudinalement (4 à 10
tranches). Elles ne doivent pas dépasser une taille
maximale (Marpol Annexe 1 Règle 13) V<30000m3
Les citernes de ballastage sont, pour les navires à
double coque, situés dans cette double coque. Pour les
navires à ballasts séparés, ils doivent être localisés de
manière défensive.
La réglementation prévoit qu’ils aient une capacité
suffisante pour que, navire sur ballast, les conditions
de tirant d’eau milieu et d’assiette soient satisfaisantes.
L’hélice doit également être complètement immergée.
Les citernes de décantation (Slop tanks) permettent la
décantation des eaux et des huiles avant rejet à la mer
selon les règlementations en vigueur.
Sur les navires de plus de 70000 t de pel, il y en aura
au moins 2 (parfois 3). Leur volume doit être au moins
égal à 3% de la capacité totale du navire.
Les circuits
LE CIRCUIT DE DECANTATION
Les citernes de décantation sont situées à l’arrière du
navire. Une des citernes est alimentée par le circuit
d’assèchement. Un circuit simple (traverse) relie la
partie basse de la première à la partie haute de la
seconde. Le rejet à la mer se fait par un système de
surveillance en continu (avec enregistrement) en
respectant les normes définies par Marpol.
Après élimination de l’eau, les résidus de décantation
pourront être conservés et mélangés (avec l’accord
des chargeurs) au chargement et déchargés à terre.
Dans ce cas, les citernes de décantation seront
complétées au port de chargement par de la cargaison.
(Procédé Load on top).
Dans le cas contraire, les résidus devront être
déchargés à terre dans des installations spécialisées.
CITERNES DE DECANTATION (SLOPS)
Rejet à la mer
Bd
Td
Séparateur d’eau
mazouteuse +
contrôle des rejets
Traverse
S
Circuit d’assèchement

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LE CIRCUIT DE BALLASTAGE
Il est maintenant totalement séparé du circuit de
cargaison et ne passe pas par les citernes à cargaison.
LE CIRCUIT DE RECHAUFFAGE
Il sera nécessaire de réchauffer certains produits pour
les transporter ou pour pouvoir les décharger. Un fluide
chaud (vapeur ou huile) circulera dans des serpentins
situés soit sur les parois, soit sur les fonds des
citernes.
LES CIRCUITS DE CARGAISON
Les pétroliers se font charger par la terre, ils
déchargent avec leurs propres moyens.
- Le circuit principal
Son diamètre est important (400 à 800 mm). Il
comprend :
-les manifolds : ce sont les traverses de liaison avec la
terre par où transitent les cargaisons.
- Le circuit de pont (collecteur de pont) relié d’une part
aux manifolds, d’autre part aux refoulements des
pompes. Il circule sur le pont dans la partie centrale du
navire pour limiter les conséquences d’un abordage.
Circuit de pont
Traverses de chargement
Descentes directes
Circuit de fond (drain)
Salle des pompes
- Les descentes directes dans les citernes. Elles sont
piquées sur le collecteur de pont et servent au
chargement.
- Le circuit de fond. Il va notamment permettre le
déchargement par aspiration. Il est situé dans les fonds
(drains de fond) et est relié au collecteur de pont par
les colonnes montantes et les pompes à cargaison.
On trouve différents types de circuits : en boucle, en
cascade, par groupes séparés (possibilité de
décharger plusieurs produits) ou flot libre.
Le système flot libre permet de limiter le tuyautage. Les
citernes se déversent l’une dans l’autre par des portes.
L’aspiration se faisant par la citerne la plus proche de
la chambre des pompes.
- Le circuit d’assèchement (stripping)
Il est de section plus réduite (150 à 300 mm). Les
aspirations sont situées plus bas. Il sera utilisé pour
assécher les citernes au déchargement. Il est relié aux
manifolds par l’intermédiaire d’éjecteurs et de pompes
d’assèchement.
LE CIRCUIT DE LAVAGE AU BRUT
Le circuit de lavage au brut est utilisé pendant le
déchargement pour nettoyer les parois des citernes,
réduire et récupérer les boues. Il alimente en pétrole
brut piqué au refoulement d’une pompe à cargaison
(ou assèchement) des canons de lavage disposés
sous le pont principal dans les citernes. L’orientation
des canons est programmée selon le niveau de la
citerne. Le lavage au brut se fait sous gaz inerte.
LE CIRCUIT DE GAZ INERTE
Il permet d’inerter les citernes de cargaison au cours
du déchargement.
Pour éviter tout risque d’explosion, et aussi réduire de
façon significative la corrosion dans les citernes, les
citernes sont inertées le plus souvent avec les gaz
d’échappement de la chaudière de mouillage, qui
seront, avant utilisation, refroidis et lavés.
Les pompes
LES POMPES DE CARGAISON
Elles ne sont pratiquement utilisées que pour le
déchargement. Ce sont des pompes centrifuges de
débit important situées dans la chambre des pompes.
Ce sont entraînées, soit par une turbine vapeur, soit
électriquement. Leur débit peut atteindre 10000
m3 /heure.
LES POMPES D’ASSECHEMENT
Ce sont, soit des pompes centrifuges, soit des pompes
volumétriques. Leur débit est plus faible (400
m3/heure).
Elles servent à la finition du déchargement et à
l’alimentation des canons de lavage.
On différencie sur certains navires les pompes
d’assèchement et les pompes de finition.
LES EJECTEURS
Un fluide, le fluide moteur (en général, du brut), est
injecté dans un convergent/divergent (VENTURI) et
crée une dépression utilisée pour aspirer le fluide à
assécher et le refouler généralement vers un slop-tank.
Ce sont des appareils sans pièces mobiles, auto-
amorçables qui peuvent pomper les liquides, des
solides de dimensions correctes (celles de la buse) et
de l’air. Il ne désamorce pas quelque soit la pression à
l’aspiration. Cependant la hauteur de refoulement est
limitée.
Elles sont utilisées pour l’assèchement des citernes ou
des ballasts en remplacement ou en complément des
pompes de finition.
Refoulement
Pompe
Fluide
moteur
Aspiration
Clapet de
non-retour
EJECTEUR