Une nouvelle méthode de détermination de l'indice d'acide dans les pétroles apporte rapidité et précision

Le 20/03/2017 à 14:00  

Metrohm De nombreux exploitants de raffineries utilisent de plus en plus des types de pétrole brut moins chers et difficiles à traiter. Mais ces pétroles bruts moins chers comportent des risques, leur forte teneur en acide naphténique et en soufre étant très corrosive pour les installations pétrochimiques. D'où la recherche de méthodes d'essais capables de déterminer l'indice d'acide dans le pétrole brut et ses fractions de distillation.

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D e nombreux exploitants de raffineries utilisent des types de pétrole brut moins chers et difficiles à traiter, afin d'améliorer leurs marges bénéficiaires. Le nombre de pétroles bruts moins chers de ce type présents sur le marché prend de l'ampleur, ils comportent néanmoins des risques pour l'acheteur, en raison, par exemple, d'une forte teneur en acide naphténique et en soufre. Les acides naphténiques et les composés soufrés font en effet partie des nombreuses substances qui confèrent aux pétroles bruts et à leurs fractions raffinées leur caractère corrosif.

C'est pour cette raison que le risque de corrosion à haute température est plus élevé lors du traitement de pétroles bruts à fortes teneurs en acide naphténique et en soufre. Les installations de raffinage et de transport, telles que les colonnes de distillation sous vide et atmosphérique, les déflecteurs latéraux, les chambres de combustion, les tuyauteries et les systèmes de tête, sont parti-culièrement sujets à ce phénomène de corrosion. La relation entre les acides naphténiques et la corrosion au sein des raffineries a été découverte par W.A. Derungs, lorsqu'il a constaté qu'il était extrêmement difficile de différencier la corrosion due au sulfure de celle due à l'acide naphténique. Ces deux composants provoquent tous deux une forte corrosion à température accrue.

Sans rentrer dans des équations complexes, disons que la corrosion par l'acide naphténique est bien plus com-plexe que celle par le soufre, et elle est influencée par de nombreux facteurs, dont la température, la vitesse d'écoulement du fluide, la teneur en acides et en soufre. Lorsque les températures de traitement dépassent +200°C, le risque de corrosion par l'acide naphténique est nettement supérieur. Quelle que soit la température, le frottement superficiel lié à la circulation peut par ailleurs influencer la corrosion due aux acides naphténiques et aux composés soufrés. Les installations de raffinage où le fluide circule à des vitesses supérieures à 2,7m/s lors du processus et présentant des zones de fortes turbulences sont plus susceptibles de souffrir de la corrosion par les acides naphténiques. L'acier est protégé des attaques des acides naphténiques par un mince film de sulfure de fer, qui est créé par la réaction de l'hydrogène sulfuré, contenu dans le pétrole brut, avec l'acier de l'installation de raffinage. Mais des vitesses de circulation rapides et les turbulences peuvent dissoudre ce film de sulfure, exposant ainsi directement le métal aux attaques des acides naphténiques.

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