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Calculateurs gratuits pétrole, gaz et raffinage

17 calculs courants en production, terminal et raffinerie : propriétés, jaugeage, séparation, gaz et fours. Formule et exercices pour chacun.

Propriétés et mélanges

Degré API, densité relative et masse volumique

FormuleSG = 141,5 ÷ (°API + 131,5)  ·  ρ = SG × 999,016
°API
Densité relative 60/60 °F (SG)—
Masse volumique à 60 °F (ρ)—kg/m³

Plus le degré API est élevé, plus le produit est léger. L'eau = 10 °API ; brut léger > 31,1 °API ; brut lourd < 22,3 °API. 60 °F = 15,56 °C.

Viscosité cinématique ↔ dynamique

Formuleμ = ν × ρ ÷ 1000
mm²/s (cSt)
kg/m³
Viscosité dynamique (μ)—mPa·s (cP)

ν et ρ doivent être pris à la même température : la viscosité d'une huile peut doubler pour 10 à 15 °C de moins.

Viscosité d'un mélange (méthode de Refutas)

FormuleVBN = 14,534 × ln(ln(ν + 0,8)) + 10,975  ·  VBNm = x × VBN₁ + (1 − x) × VBN₂  ·  νm = ee(VBNm − 10,975) ÷ 14,534 − 0,8
mm²/s (cSt)
mm²/s (cSt)
%
mm²/s (cSt)
VBN du mélange (VBNm)—
Viscosité du mélange (νm)—mm²/s (cSt)
Produit 1 requis pour la viscosité visée—% massique

Les deux viscosités doivent être à la même température (souvent 50 °C pour les fiouls). Méthode empirique : vérifier le mélange au laboratoire.

Mélange de deux produits (masse volumique, soufre)

Formulem = V × ρ ÷ 1000  ·  ρm = (m₁ + m₂) × 1000 ÷ (V₁ + V₂)  ·  Sm = (m₁S₁ + m₂S₂) ÷ (m₁ + m₂)
m³
kg/m³
% massique
m³
kg/m³
% massique
Masse volumique du mélange (ρm)—kg/m³
Soufre du mélange (Sm)—% massique
Masse totale—t

Le soufre se mélange en masse, la masse volumique en volume (mélange idéal, sans contraction). Pour une spécification serrée, garder une marge et analyser.

Jaugeage et mesurage

Réservoir vertical : volume selon le niveau

FormuleV = π × D² ÷ 4 × h
m
m
Volume (V)—m³
Volume (V)—bbl
Capacité par centimètre—m³/cm

Cylindre idéal. Pour le transfert de propriété, utiliser la table de jaugeage (barémage) du réservoir et retirer le fond mort.

Réservoir horizontal : volume partiel

FormuleA = R² × acos((R − h) ÷ R) − (R − h) × √(2Rh − h²)  ·  V = A × L
m
m
m
Volume de liquide (V)—m³
Capacité totale—m³
Taux de remplissage—%

Calcul pour la virole cylindrique seulement (fonds plats). Les fonds bombés ajoutent du volume : utiliser la table du fabricant pour le comptage.

Correction de volume à 15 °C

Formuleα = K₀ ÷ ρ₁₅² + K₁ ÷ ρ₁₅  ·  VCF = e−α·ΔT·(1 + 0,8·α·ΔT)  ·  ΔT = T − 15  ·  V₁₅ = V × VCF
kg/m³
°C
m³
Coefficient de dilatation (α)—10⁻⁶/°C
Facteur de correction de volume (VCF)—
Volume à 15 °C (V₁₅)—m³
Masse (V₁₅ × ρ₁₅)—t

Méthode simplifiée (équation des tables ASTM D1250-80 54A/B/D, sans correction de pression) : pour l'exercice et la vérification, pas pour la facturation, qui suit l'API MPMS 11.1 complet.

Eau et sédiments (BS&W) et volume net

FormuleNSV = GSV × (1 − BS&W ÷ 100)  ·  eau = GSV × BS&W ÷ 100
m³
% vol.
Volume net standard (NSV)—m³
Eau et sédiments—m³
Volume net standard (NSV)—bbl

Spécification courante du brut livré par oléoduc : 0,5 % (parfois 1 %). Le BS&W se mesure par centrifugation ; l'eau seule par Karl Fischer ou distillation.

Conversion de débit : bbl/j, m³/h, t/j

Formule1 bbl = 0,158987 m³  ·  m³/h = bbl/d × 0,158987 ÷ 24  ·  t/d = m³/d × ρ ÷ 1000
bbl/j
kg/m³
Débit volumique—m³/j
Débit volumique—m³/h
Débit massique—t/j

1 baril US = 42 gallons US = 158,987 L. Prendre la masse volumique à la température où le volume est exprimé (souvent 15 °C).

Production, séparation et gaz

Teneur en eau (water cut) et rapport gaz-huile

FormuleWC = Qw ÷ (Qo + Qw) × 100  ·  RGH = Qg ÷ Qo
m³/j
m³/j
Sm³/j
Teneur en eau (WC)—%
Débit de liquide—m³/j
Rapport gaz-huile (RGH)—Sm³/m³
Rapport gaz-huile (RGH)—scf/bbl

Débits aux conditions de stockage (huile à 15 °C, gaz en Sm³ à 15 °C et 101,325 kPa). 1 Sm³/m³ ≈ 5,615 scf/bbl. Un RGH qui monte peut signaler un chapeau de gaz qui avance.

Séparateur horizontal : temps de rétention du liquide

FormuleVL = L × [R² × acos((R − h) ÷ R) − (R − h) × √(2Rh − h²)]  ·  t = VL ÷ Q × 1440
m
m
m
m³/j
Volume de liquide (VL)—m³
Temps de rétention (t)—min

Repère courant : 1 à 3 min pour un séparateur biphasique de brut léger, 3 à 10 min ou plus pour un séparateur triphasique ou un brut lourd ou moussant. Fonds non comptés.

Débit de gaz aux conditions standard

FormuleQs = Q × (P + 101,325) ÷ 101,325 × 288,15 ÷ (T + 273,15) ÷ Z  ·  Qn = Qs × 273,15 ÷ 288,15
m³/h
kPa (rel.)
°C
Débit standard (15 °C, 101,325 kPa)—Sm³/h
Débit standard (15 °C, 101,325 kPa)—Sm³/j
Débit normal (0 °C, 101,325 kPa)—Nm³/h

Pression atmosphérique prise à 101,325 kPa. Z vient d'une corrélation ou d'un calcul AGA 8 ; Z = 1 pour un gaz à basse pression.

Densité relative d'un gaz (masse molaire)

FormuleSG = M ÷ 28,9647  ·  ρs = 101,325 × M ÷ (8,314462 × 288,15)
g/mol
Densité relative à l'air (SG)—
Masse volumique standard (ρs, gaz parfait)—kg/Sm³

Méthane = 16,04 g/mol (SG 0,554) ; gaz naturel sec typique 17 à 20 g/mol. M se calcule à partir de l'analyse chromatographique (Σ yᵢ Mᵢ).

Pipeline : vitesse, nombre de Reynolds et débit

Formulev = Q ÷ 3600 ÷ (π × d² ÷ 4)  ·  Re = v × d ÷ ν
m³/h
mm
mm²/s (cSt)
Vitesse (v)—m/s
Nombre de Reynolds (Re)—
Débit journalier—bbl/j

Re < 2000 : écoulement laminaire ; > 4000 : turbulent. Vitesses usuelles dans les conduites de liquide : 1 à 3 m/s.

Raffinage et re-raffinage

Four de procédé : puissance absorbée et rendement

FormuleQabs = ṁ × cp × (Ts − Te)  ·  Qc = ṁc × PCI  ·  η = Qabs ÷ Qc × 100
t/h
kJ/kg·K
°C
°C
kg/h
MJ/kg
Puissance absorbée—MW
Puissance introduite (combustible)—MW
Rendement du four (η)—%

Chaleur sensible seulement : si la charge se vaporise en partie (four de distillation), utiliser les enthalpies. Rendement typique sur PCI : 80 à 92 %.

Rendements de distillation et bilan matière

Formuleyi = Pi ÷ F × 100  ·  Σ = (G + N + MD + R) ÷ F × 100
t/j
t/j
t/j
t/j
t/j
Rendement gaz et GPL—% massique
Rendement naphta—% massique
Rendement distillats moyens—% massique
Rendement résidu—% massique
Bouclage du bilan matière—%

Utiliser des débits massiques de la même période. Un bouclage hors de 98 à 102 % signale un compteur, une densité ou un niveau de réservoir à vérifier.

Re-raffinage des huiles usées : rendement en huile de base

Formulesec = F × (1 − E ÷ 100)  ·  y = B ÷ sec × 100
t
% massique
t
Huile usée sèche—t
Rendement sur huile sèche—%
Rendement sur huile reçue—%
Autres produits et pertes—t

Ordre de grandeur : 60 à 75 % d'huile de base sur l'huile sèche ; le reste devient combustible léger, gazole et résidu bitumineux. L'eau est mesurée par distillation.

Outils d'apprentissage et de vérification. Les plages indiquées sont des repères généraux : suivez toujours les procédures, les permis et les consignes de votre usine. Rien n'est envoyé : les calculs se font dans votre navigateur.

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