Carnet de l'Operateur

7/28/2019 Carnet de l'Operateur

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Carnet de l’opérateur

1. Débit :Le débit est une quantité de fluide passant par un point pendant une période déterminée.Le débit mesure le volume d’un fluide par unité de temps.

Unité utilisée pour les liquides : L/mm , M3/h…..Unité utilisée pour le gaz : Nm3/h (normal metre cube/ heure)

Débit masse : en kg/h

Débit volume : en m3/h, CFD, BPD

- Utilisé pour turbine (liquide)- Varie en fonction de la pression et de la température- Débit volume aux conditions de référence. Conditions standard : P = 1 atm - T = 15°C. Conditions normales: P = 1 atm - T = 0°C. Conditions standard : P = 14,7 psia - T = 60°F (anglaises)

Le débit dépend de deux facteurs : La dimension de la tuyauterie La différence de pression (delta P) d’un point à un autre (détermine la vitesse)

Formule de base :

F (Q )= Surface X vitesseP1-P2 = Delta P = ½ V2 x densité

Cette delta P est proportionnelle au carré du débit Delta P = Q2

Conclusion : Le débit est proportionnel à la racine carré de la Delta P donné par l’organedéprimogène (plaque à orifice)

2. Pression:

La pression est une force sur une surface P=F / S

L’unité légale est le Pascal, il est égal à une force de 1 Newton / M2Le Pascal étant une unité trop petite, les unité les plus utilisées sont :

Le bar, le Psi, le mètre de colonne d’eau ou le millimètre de mercure.

Valeur approximative des différentes unités :

760 mm Hg = 10 m colonne d’eau = 1 bar = 14.7 Psi = 1 Atmosphère = 1 Kgf / cm2

z sec

de

Glycol hydraté

Glycol régénéré

Pompe

Régénérationglycol Eau

Absorption

Gaz

Glycol

BPHT



La pression est l’équivalent d’un poids de molécules (solide ou liquide) ou le résultat de chocsdans le cas d’un gaz.Dans le cas d’un liquide, la pression s’exerce sur une surface d’appui .La pression s’exercesur le fond et sur les cotés de façon variable en fonction de la hauteur.Dans le cas des gaz la pression s’applique de manière égale sur toutes les surfaces et dans tousles sens (exemple : pression atmosphérique)

On distingue deux sortes de pressions : Pression statique (Ex : une colonne de liquide. P= h x d

10 La pression dynamique (Ex : liquide en mouvement)

La pression peut être : Absolue Relative Différentielles

3. Température :

La température peut déterminer l’état physique d’un corps (solide, liquide ou gazeux)Lorsque l’on apporte de l’énergie à une substance solide ou liquide, ses molécules onttendance à s’écarter donc le volume qu’elles occupent augmente (dilatation).

Dans le cas d’un gaz, c’est la vitesse des molécules qui augmentent sous l’effet de latempérature ce qui provoque une augmentation de pression.

Pour les mesures de température :

o Toujours les ° celcius.

Ils sont mesurés par des sondes PT100 jusqu’à 400°C et par des thermocouples au delà, la têtede sonde contient un convertisseur vers un signal normalisé 4-20 mA.

4. Densité :

Densité d'un gazLa densité d'un gaz est par définition égale au rapport de la masse volumique du gaz

avec celle de l'air aux mêmes conditions de pression et de température.

La densité est de ce fait sans dimension.Pour un gaz réel, elle a pour expression

Densité = Masse volumique gaz = Mm x Z air Masse volumique air M air Z gaz

Mm = masse molaire du gazM air = masse molaire de l'air Z gaz = facteur de compressibilité du gaz aux conditions standard

(1 atm et 15°C)

Aux conditions "standard", le facteur de compressibilité de l'air sec a pour valeur 0.99959.



Sa masse molaire = 28.964 kg/kmolÀ la condition standard, la densité d'un gaz réel a pour expression

Densité = 1… x Mn soit à basse pression d = Mn28.97 M air 29

Densité d'un liquideLa densité d'un liquide est toujours définie par rapport à l'eaula masse volumique de l'eau atteint son maximum à environ 4°C soit 999.973 kg/m3.C'est pourquoi la norme française définie la densité d'un liquide comme :densité =ainsi pour les exportations t = 15° C on note densité 15°/4° C.de produits t' = 4° C

5.Masse volumique : Masse volumique d'un gaz

La masse volumique d'un gaz à P et T est égale au rapport de sa masse molaire Mm, par levolume qu'il occupe à la pression et à la température considérée.

r =MnV

Mm : masse molaire moyenne du gaz en kg / kmolV : volume molaire du gaz en m3 / kmol

r : masse volumique en kg / m3Le volume V est déterminé par une équation d'état

pour un gaz parfait V=RT soit r =P.MnP RT

V : volume molaire en m3/ kmolT : température absolue en K P : pression absolue en PaR : constante des gaz parfaits= 8314.5 m3 Pa / kmol . K

Remarque :Si ces relations conduisent à des résultats satisfaisants à basse pression (valeurs inférieures à300 kPa) , il n'en est pas de même pour les pressions plus élevées.Un facteur de compressibilité est donc appliqué pour corriger ces écarts.

Désignation : Z ( sans dimension)

Il est fonction de la pression, de la température, de la masse molaire du gaz et des constituants présents dans le gaz.

Expression de la masse volumique d'un gaz naturelr = P.Mn



ZRT

6.Point de rosée / De bulle / Hydrates :Pression de bulle d'un liquide que l'on détend à température constante : pression à laquelleapparaît la première bulle de vapeur.Température de rosée d'un gaz que l'on refroidit à pression constante : température àlaquelle apparaît la première bulle de liquide.Courbe de rosée : ensemble des points de rosée.Courbe de bulle : ensemble des points de bulle.Point critique C : point commun aux deux courbes (correspond à la pression critique).Enveloppe de phase : ensemble des courbes de bulle et de rosée.Bien que peu utilisé, on désigne par :

cricondenbar :le point de l'enveloppe de phase qui a la pression la plus élevée Pcc.

Le point de rosée s'exprime en °C pour une pression donnée.Exemples :

• Point de rosée eau : de l'ordre de - 15 °C à 70 bar• Point de rosée hydrocarbure : de l'ordre de - 2 °C à 70 bar

Nature des hydratesLes hydrates sont des structures cristallines qui peuvent se former lorsqu'on met deshydrocarbures et de l'eau en présence dans certaines conditions.Les hydrates se forment pratiquement avec les hydrocarbures suivants : méthane, éthane,

propane, butane et également avec le gaz carbonique CO2 et l'hydrogène sulfuré H2S.

Les hydrates sont des solides de couleur blanche qui peuvent revêtir différents aspects (neige,givre, cristaux ou arborescences).Dans le cas du bouchage d'une tuyauterie par des hydrates, l'adhérence aux parois et la duretédu bloc d'hydrates est telle qu'aucun moyen mécanique normal de débouchage ne peut êtremis en oeuvre.

Conditions de formation des hydratesIl y a formation d'hydrates lorsque les conditions suivantes sont simultanément réalisées :

Présence d'eau liquide

Un gaz naturel saturé ou non en eau ne donne pas lieu à la formation d'hydrates. Celle-ci ne peut intervenir qu'en présence d'eau liquide par exemple libérée par le gaz au cours d'unchangement des conditions de pression ou de température

Présence d'hydrocarbures légers

Seuls les quatre premiers hydrocarbures (méthane, éthane, propane, butane) sont susceptiblesde former des hydrates en présence d'eau liquide. A ce jour, on n'a jamais mis en évidence laformation d'hydrates de Pentane et d'homologues supérieurs. D'autres corps tels que le gazcarbonique ou l'hydrogène sulfuré peuvent également former des hydrates avec l'eau.



Réalisation de certaines conditions de température et de pression

En plus des conditions précédentes, pour que des hydrates puissent se former, il faut pour ungaz donné que la pression soit suffisamment élevée et la température suffisamment basse.

Remarque

La formation des hydrates est favorisée par un certain nombre de facteurs : les tourbillons, lavitesse du courant gazeux, les plaques à orifice de débit-mètres, les changements de section,

un coude brusque, le brassage de l'eau et du gaz, les variations de pression et, en général, tousles facteurs augmentant la turbulence.

Le phénomène est auto-accéléré : le début de formation d'un bouchon d'hydratesaugmente la perte de charge dans la conduite, donc créé une détente supplémentaire dugaz, ce qui a pour effet de le refroidir et donc d'entretenir et d'accélérer la formation deshydrates.

7.Pouvoir calorifique :

C’est la quantité de chaleur contenue dans un 1 Kg de combustible solide ou liquide oude 1Nm3 de gaz.• Pouvoir calorifique inférieur :

C'est la quantité de chaleur, que dégage la combustion complète à pression constante (de1.01325 bar), de 1 kg de combustible liquide ou de 1 m3 de gaz (conditions normales).

Les produits de la combustion sont ramenés à la température de 0 °C et l'eau provenant de lasaturation en eau du combustible est supposée restée à l'état vapeur à cette température.

• pouvoir calorifique supérieur :

Même définition que pour le pouvoir calorifique inférieur mais l'eau est supposée totalementcondensée à 0 °C.

8.Viscosité :

La viscosité est une grandeur physique qui mesure la résistance interne à l'écoulement d'unfluide, résistance due au frottement des molécules qui glissent l'une contre l'autre. Laviscosité dynamique (ou absolue) m s'exprime en poises ou centipoises.

La viscosité cinématique est le rapport de la viscosité dynamique à la masse volumiquemesurée à la même température. Elle s'exprime en stokes (système d'unité C.G.S.) ou encentistokes :V= m m = cpo = g/cm.s

r r = g/cm3

V = cstoLa mesure de la viscosité cinématique est effectuée par mesure du temps t d'écoulement du

produit entre deux traits repères d'un tube capillaire calibré. Mais bien souvent, on se contented'utiliser des viscosimètres empiriques (temps d'écoulement d'une quantité standard de produità travers un orifice calibré) étalonnés.

Nota :Les Allemands utilisent le viscosimètre ENGLER, les Anglais le REDWOOD, qui sont baséssur le même principe. La viscosité s'exprime en degrés ENGLER ou secondes REDWOOD.



9.Point éclair :

C’est la température à laquelle un liquide émet des vapeurs qui prennent feu au contact d’uneflamme. Cette température s’exprime en degré Celsius.Plus le point éclair (PE) est bas, plus l’hydrocarbure est dangereux car il sera faciled’enflammer ses vapeurs.

Exemples de points éclair :

Essence : -43°CAlcool à bruler : 11°CBrut Mandji : <20°CGas oil : 70°C

10.Vibration :

Dans le temps, l'inspecteur "vérifiait" les vibrations d'une machine :- Directement à la main,- En écoutant la machine (tournevis, crayons, ...),

- En faisant le test de la pièce de monnaie.Actuellement, on utilise de véritables instruments de mesure qui permettent :- De déterminer l'état d'usure d'une machine,- De déterminer quelle partie de la machine est déficiente,et qui sont suffisamment précis pour surveiller l'évolution de chaque machine.

• Nature des vibrationsUne vibration est le mouvement oscillatoire d'une pièce, ou d'une partie de matériel autour d'un point de référence.Une pièce fissurée, ou corrodée par fissuration transmet la vibration anarchiquement ou serompt sous l'effet de vibration.Les milieux visqueux, ou liquides, transmettent les vibrations en les amortissant légèrement.Par contre, dans le cas de vapeur ou de gaz, la transmission de la vibration se fait sous formesonore, intrasonore ou ultrasonore et il y a un amortissement assez important.

• Intérêt de l'entretien par les vibrationsL'analyse des vibrations d'un parc de machines, permet d'éviter des dépenses importantesd'entretien des machines. En effet :- Les durées entre visites générales sont allongées de façon sûre,- L'évolution de chaque machine est surveillée et les pannes catastrophiques peuvent êtreévitées,- La recherche des parties mécaniques déficientes est améliorée par le "diagnostic" plus fin

offert par l'analyse de vibrations.En résumé, en surveillant les vibrations d'une machine :- on arrête la machine ni trop tôt ni trop tard,



- la durée de chaque intervention peut se trouver réduite.

11.Corrosion / Oxydation :

La corrosion génère des dommages susceptibles de provoquer à plus ou moins long terme une perte de fonction, une défaillance de l'équipement concerné. Dans ce chapitre, nous traiteronségalement les problèmes de l'érosion dans le milieu de la production.

Comment ?La corrosion résulte de l'action commune de plusieurs facteurs agissantsimultanément :

• L'eau.

• Le temps.

• D'un ou de plusieurs agents corrosifs comme le CO2 ou l'H2S dissous, l'acidité, l'oxygène ou le

chlore (mais pas des chlorures).

De conditions favorables comme la présence de bactéries, le type d'écoulement, les sels, le sable,la température, les matériaux inadéquats, ou des contraintes trop importantes. A noter qu’il peut yavoir corrosion bactérienne sous dépôt.

Le facteur temps.

La notion de temps est importante vis-à-vis de la corrosion, car suivant la durée avantnuisance, on aura un comportement différent.• De quelques heures à un jour, il s'agit principalement d'acidifications mal inhibées, d'H2S

sur des matériaux inadéquats, ou d'une abrasion par le sable.

• D'une semaine à un mois, il s'agit en général d'un problème lié à la température (>80°C)sur un acier inox.

• De six mois à deux ans, la cause principale est le CO2 sur le tubing ou autres installations.

De dix à vingt ans, la corrosion ne concerne que les structures et non les puits, du moins pas

de manière gênante d'un point de vue économique (tubing rentabilisé).

La préventionOn pratiquera une politique de prévention contre la corrosion face à plusieurs situations.• Si la contrainte est telle qu'elle risque de compromettre la production.

• Si elle représente un danger pour le personnel, le puits ou l'environnement.

• Si la durée de vie du puits est réduite trop fortement.

Si les coûts de réparation du puits ou du matériel s'avéraient prohibitifs le moment venu

Une fois le risque probable de corrosion identifié, le choix du mode de préventionreste à définir. Il pourra être choisi parmi les méthodes suivantes :



• Emploi de matériaux non corrodables (inox, composites), onéreux mais efficace.

• Actions sur le procédé (contrôle du BSW, traitement du gaz en H 2S et CO2), mais quidemande une réflexion lors du design des installations. On notera qu'en ce qui concerne le

puits à proprement parler, il faudra attendre les puits intelligents (séparation en fond de puits).

• Traitements chimiques (avec leurs inconvénients habituels).

• Protections cathodiques, plus pour les installations de surface.

D'une manière générale, on préférera la solution non corrosive, car il s'agit d'une méthode passive sans besoin d'intervention en production et peu coûteuse par rapport à un work-over corrosion.

12.Teneur en oxygène :

L'oxygène n'est pas un contaminant naturel du gaz produit mais il apparaît souvent dans lesanalyses.Son apparition est due aux entrées d'air dans les installations à basse pression. Il peut êtrecorrosif et dans certaines proportions, former aussi un mélange explosif avec le gaz.

13.Teneur en CO2 :

Le gaz carbonique (CO2)

Il est pratiquement présent dans tous les gisements, mais en concentration très variable.Il est corrosif en présence d'eau.

Il diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel. Il cristallise facilement dans les bassestempératures (neige carbonique).

Le CO2 diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel car il ne fournit pas de chaleur decombustion.Il est donc extrait en même temps que l'H2S dans différents procédés.

Il doit être éliminé quand le gaz doit être refroidi dans certains domaine de température(cristallisation bouchages).

De 2 à 3% molaire maximum

14.PH :

Le PH indique l'acidité ou l'alcalinité d'un fluide utilisant une échelle de 0 à 14.De 0 à 7, le fluide est acide et corrosif et avec une valeur >7 il est alcalin.

En l'absence de produit neutralisateurs de PH, le glycol devient acide et le taux de corrosiondes équipements augmente rapidement.



Cette acidité résulte des deux points cités précédemment ainsi que de la présence decomposants acides dans le gaz à traiter (H2S et CO2).

15.Teneur totale de matières en suspension :

–Détermination pondérale des MeSConsiste à mesurer le rapport du poids (environ 20mg) d ’un filtrat séché à l ’étuve (105°C) etdébarrassé des HC et sels solubles, sur le volume d ’eau passée à travers le filtre (Æ 47mm,seuil de 0,45mm)

–Mesure de l’indice de colmatage ICL ’indice est le rapport des vitesses de filtration au cours du temps à travers un filtre calibré etavec une pression amont constante. Les caractéristiques du test sont adaptées à chaque typed ’eau ou degré de traitement.

16.Bactéries :

Deux types de bactéries :

BSR : Bactéries sulfato réductrices qui réduisent le sulfate en en sulfite.

BTR : Bactéries thioslfato réductrices qui réduisent le thiosulfate en sulfite. Les bactéries sont présente dans l’eau des rivières et dans l’eau de mer.L’eau contaminée va rester dans les bras mots, dans les cavités de vannes et sous dépots oùelles vont se développer et corroder la ligne.

Traitement : Injection de bactéricide. Il est recommandé d’envoyer un racleur à disque ou àcoupelles avant l’injection du bactéricide pour éliminer les dépots.

La prolifération bactériennes génèrent également des mucus et gelées très colmatants dans laformation d’injection d’eau.

17.Salinité :

Les dépôts de sel accélèrent la corrosion des équipements, réduisent les transferts de chaleur des tubes de chauffe .Ce contaminant ne peut être éliminé par une régénération classique.Ce sel qui est transporté par des brouillards fins de vapeur d'eau doivent être retenus au niveaudu séparateur en amont de l'unité.

Le séparateur doit être équipé d'extracteurs de brouillards efficaces.

18.Point d’écoulement :



On refroidit le brut lentement et sans agitation. Le liquide finit par prendre en masse et nes'écoule pas quand on maintient l'éprouvette horizontale. C'est le point de figeage.Si après solidification prolongée du produit, on le réchauffe, la température à laquelle ilredevient fluide s'appelle le point d'écoulement. Ce point d'écoulement est supérieur dequelques degrés au point de figeage.

En pratique, la mesure du point de figeage est effectuée et l'on prend :P écoulement = P figeage + 3° C (° C)

19.Teneur en sédiments et eau (BSW) :

BSW = Volume (eau + sédiments)Volume (huile + eau + sédiments)

20.Tension vapeur REID (RVP) :

La TVR (tension vapeur R.E.I.D) c’est en quelque sorte la pression sous laquelle le liquide(ici le brut) libère du gaz dissous.Ceci permet de connaître les risques de dégazage dans les bacs. Sa valeur est fonction de lateneur en gaz dans l’huile. Example :

1. Si la TVR est supérieur à la pression atmosphérique ,il y a dégazage donc danger.2. Si la TVR est inférieur à la pression atmosphérique, un brut stocké dans un bac à

pression atmosphérique ne dégazera pas .

• Plus la TVR est basse plus les risques de dégazage intempestifs sont faible.

Les gaz dissous sont des hydrocarbures légers (C1, C2, C3 et C4) c’est à dire méthane,éthane, propane, butane.Il est recommandé de ne pas trop chauffer le brut sous peine de vaporiser des composants

proche de l’essence, c’est pourquoi on trouve des alarmes de haute température sur lesréchauffeurs de brut.

21.Indice de productivité :

L'IP est défini comme le rapport du débit liquide sur la différence de pression entre legisement et le tubing (en face des perforations). Il est fortement lié à la perméabilité

Q IP P P liq m j m j b res BHFP b ar ( / ) ( / / ) ( )

( )3 3 × −avec Pres : pression réservoir et PBHFP : bottom hole flowing pressure (pression defond en débit)Cette formule est utilisable lorsque la pression du réservoir est supérieure à lapression de bulle de l'effluent dans les conditions de fond, c'est à dire lorsquel'écoulement est monophasique au sein de la formation.

22.Taux d’injectivité :

Le but d’une injection d’eau pour le maintien de pression et le balayage de l’huile en place.Injecter en certains points du réservoir des quantités définies d’une eau ayant une qualitécompatible avec la formation et durant toute la durée de l’exploitation du champ.



La lutte anti corrosion participe à la qualité de l’eau, donc à son injectivité.La possibilité d’injecter à long terme de l’eau dans une formation pétrolière dépend denombreux facteurs et se traduit par « l’injectivité ».La qualité de l’eau a une inflence sur l’index d’injectivité. Pour qu’il reste constant , ilconvient que l’eau injectée ne soit pas colmatante pour la liaison couche / trou et la formationet qu’elle n’induise ni réactivité d’argile ni phènomène de « souring »

En d’autre terme l’eau doit etre compatible.

23.Rayonnement :

Mode de propagation de la chaleur sous forme d’ondes émises par les corps chauds.

La chaleur émise par le foyer ou chambre de combustion est transmise par rayonnement aux parois des tubes. Cette chaleur est absorbée par les tubes et transmise par conduction aufluide.

Ex : Le soleil réchauffe la terre sans que l’espace traversé ne subisse de réchauffement. Dansl’espace entre le soleil et la terre, c’est le quasi vide qui règne, ce qui fait que le transfert par conduction et convection n’est pas possible.

24.Radioactivité :

25.Mesures électriques (Ampères / Volts / Watts) :

••TENSIONTENSION•••Pour qu•Pour qu ’il y ait courant électrique, il faut «’il y ait courant électrique, il faut « pousser pousser » les électrons en leur appliquant une» les électrons en leur appliquant uneforce qui les déplacera.force qui les déplacera.CC ’est la FORCE ELECTROMOTRICE, ou DIFFERENCE DE POTENTIEL, ou plus’est la FORCE ELECTROMOTRICE, ou DIFFERENCE DE POTENTIEL, ou pluscouramment lacouramment la TENSION.TENSION.•••L•L ’unité de tension, désignée par la lettre U, est le VOLT (symbole V). Ex: on écrira U =’unité de tension, désignée par la lettre U, est le VOLT (symbole V). Ex: on écrira U =220V220V

•••Les tensions usuelles sont NORMALISEES:•Les tensions usuelles sont NORMALISEES: – ex: U = 12V, 24V, 48V, 110V pour le courant continu – U = 230V, 400V, 660V, 6600V, 11000V, 30.000V pour le courant alternatif

• PUISSANCE

•Par définition, la PUISSANCE est L•Par définition, la PUISSANCE est L ’ENERGIE DISSIPEE EN UNE SECONDE’ENERGIE DISSIPEE EN UNE SECONDE P = W / t

•la loi de joule peut être utilisée pour calculer la puissance dissipée dans un appareil:P = R.I²



•P= Puissance - l ’unité est le WATT (W) est ses multiples très couramment utilisés quesont le KILOWATT (KW= 1000W) et le MEGAWATT (MW= 106W)

••La loi DLa loi D ’Ohm’Ohm•loi de base de l•loi de base de l ’électricité:’électricité:

•I = U/R ou encore U = R.I•I = U/R ou encore U = R.I

•U= tension en Volts, I = Intensité en Ampères, R = résistance en Ohms•U= tension en Volts, I = Intensité en Ampères, R = résistance en Ohms•••cela signifie que pour un circuit d•cela signifie que pour un circuit d ’une résistance donnée,’une résistance donnée, ll ’intensité du courant qui le’intensité du courant qui letraverse est proportionnelle à la tensiontraverse est proportionnelle à la tension•••Si un réseau de tension fixe donnée on branche deux résistances ,•Si un réseau de tension fixe donnée on branche deux résistances , la plus faible absorberala plus faible absorbera

plus de courant. plus de courant.

GRANDEUR DESIGNATION UNITE SYMBOLE

INTNSITE I Ampère A

TENSION U Volt V

RESISTANCE R Ohm Ω

PUISSANCE P Watt W

•• HYDRAULIQUEHYDRAULIQUE

Chute de pressionChute de pression

frottement sur les paroisfrottement sur les parois

pour deux tuyaux, la résistance opposée au passage depour deux tuyaux, la résistance opposée au passage de

ll ’eau est fonction:’eau est fonction:

de la qualité du matériaude la qualité du matériau

de la longueur de la longueur

de la sectionde la section

on peut couper un débit don peut couper un débit d ’eau avec une vanne:’eau avec une vanne:

avant la vanne la pression subsisteavant la vanne la pression subsiste

après la vanne la pression est nulleaprès la vanne la pression est nulle

le débit est NUL avant et après la vannele débit est NUL avant et après la vanne

Isolation: on place un calorifuge pour empêcher lesIsolation: on place un calorifuge pour empêcher les

déperditions de chaleur déperditions de chaleur

•• ELECTRICITEELECTRICITE

•• chute de tensionchute de tension

•• frottement des électronsfrottement des électrons

•• pour deux conducteurs, la résistance opposée au passage dupour deux conducteurs, la résistance opposée au passage du

courant dépend:courant dépend:

•• du matériau (Cu, Al..)du matériau (Cu, Al..)

•• de la longueur de la longueur

•• de la sectionde la section

•• à section et longueurs égales, là section et longueurs égales, l ’aluminium est environ 1,6’aluminium est environ 1,6

fois plus résistant que le cuivrefois plus résistant que le cuivre

•• on peut couper le courant don peut couper le courant d ’une ligne au moyen d’une ligne au moyen d ’un’un

interrupteur:interrupteur:

•• avant lavant l ’interrupteur, la tension subsiste’interrupteur, la tension subsiste

•• après laprès l ’interrupteur, la tension est nulle’interrupteur, la tension est nulle

•• le courant est nul avant et après lle courant est nul avant et après l ’inter.’inter.

•• Isolation: on enrobe les conducteurs de matériaux isolantsIsolation: on enrobe les conducteurs de matériaux isolants

pour éviter les déperditions de courantpour éviter les déperditions de courant

ANALOGIE AVEC LANALOGIE AVEC L ’HYDRAULIQUE’HYDRAULIQUE



2. Principes fondamentaux

26.Hydrocarbures :

Le groupe des hydrocarbures pursIl fournit tous les produits de valeurs commerciales plus ou moins élevées. (Gaz deconsommation, propane, butane, carburants, naphtas pour la pétrochimie etc...).

C'est pourquoi il est très important de connaître la composition précise des gisements avantson exploitation car les procédés de traitement varieront en fonction des produits à valoriser.Les hydrocarbures dits purs sont uniquement constitués d'atomes de carbone et d'hydrogènedont l'assemblage diffère entre eux en fonction des familles qui les classifientLa famille des paraffines ou alcanes

Ce sont des hydrocarbures dits "saturés" car ils ne possèdent dans leur structure que desliaisons simples.Formule chimique : Cn H2n + 2 ( signifie que à chaque atome de carbone est associé 2n+2atomes d'hydrogène ex: CH4, C2H6, C3H8).On distingue deux types d'alcanes qui ont la même formule mais des structures différentes :

• en chaîne droite pour les normal-paraffines,

• en chaîne droite avec branchements droits pour les iso-paraffines,

Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone limité à quatre

Ce sont les principaux constituants des gaz livrés aux réseaux de distribution de gaz.On distingue : méthane C1, éthane C2, propane C3 et butane C4.Il sont gazeux sous la pression atmosphérique normale et à la température de 15°C, et sontnommés "légers" ou "light" en équivalent anglais.

Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbonesupérieur à quatre

Ils sont liquides sous la pression atmosphérique normale et à 15°C et sont nommés " lourds"ou "heavy"en terme anglais.Regroupés sous la désignation C5+, ils représentent les constituants essentiels des condensatsou gazolines naturelles ainsi que les pétroles bruts.Ils sont stockés à la pression atmosphérique et transportés par pipe ou bateau.

Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbonesupérieur à quinze

Ils sont solides à la pression atmosphérique et 15°C.Très visqueux, ils ont tendance à se gélifier aux conditions normales de stockage et detransport pour de fortes concentrations. et imposent par ce fait des dispositions particulières

de traitement.Ils sont nommés "paraffiniques".



La famille des naphtènes

Ces composés sont appelés cycloparaffines ou cycloalcanes.Ils sont dits "saturés" car ils ne possèdent dans leur structure que des liaisons simples qui leur donne comme pour les paraffines, une très faible réactivité chimique.Ils sont constitués de molécules dans lesquelles trois à six atomes de carbone sont structurés

en boucles ou cycles et sur lesquels se fixent des chaines droites ou branchées d'atomes decarbone.Les atomes d'hydrogène s'associent avec le carbone de même manière que pour les paraffines.Applications: à partir de réactions chimiques, on obtient des produits chlorés :• le tétrachlorure est utilisé comme solvant,• le chloroforme est utilisé comme anesthésique.

La famille des aromatiques ou benzéniques

Ils sont dits "insaturés" car ils possèdent une double liaison sur chaque atome de carbone quirésulte de la mise en commun de deux paires d'électrons.

Ils possèdent par ce fait d'une très forte réactivité chimique.

Constitués de molécules dans lesquelles six atomes de carbone sont structurés en boucles oucycles et sur lesquels se fixent des chaines droites ou branchées d'atomes de carbone.

Applications : Les pétroles riches en aromatiques sont recherchés par le secteur pétrochimiequi fournit les produits de base de cette industrie : benzène et xylène mais aussi le toluèneutilisé comme solvant.

La famille des oléfines

Ils sont également "insaturés" et donc à forte réactivité chimique.L'éthylène,qui constitue le grand produit de base de la pétrochimie appartient à la famille desoléfines et dioléfines.Ce produit ne se trouve pas dans les pétroles bruts ou les gaz naturels car ces constituants sontinstables dans le temps aux conditions de pression et température du gisement.Applications : Les oléfines sont utilisées pour la fabrication des matières plastiques et sontobtenues par le procédé dit de vapocraquage.

27.Séparation :

Quand on met en production un gisement d'hydrocarbures, liquides ou gazeux, on recueillenon pas un seul produit homogène, mais plusieurs qui se séparent plus ou moins facilement.

Pour les puits à huile, le fluide produit peut être également homogène dans les conditions defond, mais la détente de surface libère de l'huile une quantité variable de gaz.Suivant l'importance de la quantité de gaz ainsi produite, on peut envisager de l'utiliser, ou aucontraire de le brûler sur torche. Mais de toute façon, l'huile doit être débarrassée de son gaz.

Dans tous les cas, on voit que le problème consiste à séparer un effluent complexe en une phase gazeuse et une ou plusieurs phases liquides.



Le rôle d'une unité de séparation est d'éliminer l'eau de gisement, de traiter l'huile pour qu'à pression atmosphérique il n'y ait pratiquement plus de dégagement gazeux, de libérer un gazqui soit le plus sec possible.

Il est important de disposer d'un fluide huile ou gaz, qui dans les conditions de température etde pression des installations de stockage et de transport se maintienne en état monophasique.En effet, si la tension de vapeur de l'huile après traitement reste trop élevée, des bouchons de

gaz apparaissent aussitôt. Ces bouchons de gaz perturbent l'équilibre des réservoirs destockage, dérèglent les mesures, nuisent au rendement des pompes et créent dans les réseauxde pipe-lines des pertes de charge parasites, importantes et imprévisibles. Les inconvénientssont du même ordre dans les lignes de transport du gaz. L'apparition des condensats quisurvient à la faveur d'une chute de pression ou de température, fausse les comptages,augmente les pertes de charge, et peut dans certaines conditions critiques provoquer le

bouchage des conduites par formation d'hydrates.

séparateur horizontalTrès utilisés pour les puits à GOR élevé. Très bonne surface d ’échange. Ces séparateurs sonten général un diamètre plus petit que les séparateurs verticaux pour une même quantité de gazet présentent un interface pus large entre gaz et liquide.Ils sont plus faciles à monter sur skid.

- le diffuseur d'entrée a pour fonction essentielle d'absorber l'énergie cinétique du fluideentrant, ceci particulièrement sur les puits d'huile. Il peut être centrifuge dans les ballonsverticaux. Le diffuseur assure également une première séparation liquide/gaz.- La section de tranquillisation est souvent constituée de plaques parallèles pouvant ou nonêtre légèrement inclinées et destinées à assurer la coalescence des gouttelettes de liquide.- La chambre secondaire assure la plus grande partie de la séparation.

- L'extracteur de brouillard qui assure la coalescence des plus petites gouttelettes de liquideentraînées, peut être de plusieurs types soit à tresses, soit à plaques très rapprochées.- La cloison de séparation a pour objet principal d'éviter le by-passage de la section detranquillisation par le gaz, et également d'éviter la formation de vagues à la surface du liquide

par le gaz. A noter que certains constructeurs noient partiellement la section detranquillisation pour éviter le by-passage.- Les cloisons anti-vagues ont pour première fonction d'éviter la propagation des vagues à lasurface du liquide ; elle sont donc particulièrement intéressantes pour des séparateurs de testmontés sur engin flottant. A noter également que ces cloisons réduisent les longueurs dedécantation des liquides.- Le dispositif anti vortex, casse le tourbillon généré par l'orifice tubulaire de sortie d'huile.

- La garde liquide doit être suffisamment haute pour pouvoir compenser la perte de charge del'extracteur de brouillard, sinon, il peut y avoir remontée liquide et ré entraînement du liquide par le gaz.A noter que ces séparateurs sont, en général, montés sur skids complets avec leurs tuyauterieset instruments de réglage contrôle et sécurité.Paramètres de fonctionnementles paramètres de séparation , pression et température, permettent de satisfaire à laspécification de tension de vapeur R.V.P et dans certains gas à la teneur en H²S.La pressionLa pression de séparation a été fixée par le procédé, c ’est un paramètre d ’optimisation de larécupération, de plus elle détermine le débit liquide dans les conditions de séparation, une

diminution de celle-çi entraîne une variation très sensible de la vitesse du gaz d ’ou risquesd ’entraînement de liquides.La température



paramètre aussi d ’optimisation, il est en général moins sensible sur le comportement dudégazage.Le niveauLui seul garanti le temps de séjour des liquides.

28.Décantation :

Ségrégation gravitaireIl s'agit de la décantation naturelle où l'eau se sépare de l'huile sous l'effet des seules forcesgravitaires. Le "moteur" de cette opération est la différence de densité existant entre les deuxfluides.

29.Déhydratation Glycol:

On peut aussi éviter la formation d'hydrates dans l'ouvrage en faisant en sorte qu'il n'y ait pasde condensation d'eau dans le domaine de fonctionnement de l'ouvrage à protéger.Ceci peut être obtenu en déshydratant suffisamment le gaz à l'entrée de l'ouvrage.

La déshydratation par absorption au glycol

A Principe

Les glycols sont des produits chimiques qui ont la propriété d'absorber l'eau en grandequantité.

Séparateur horizontal 3 phases



Lorsqu'ils sont mis en contact avec un gaz naturel saturé en eau, ils absorbent la vapeur d'eauet sèchent le gaz car leur affinité pour l'eau est supérieure à celle du gaz.On obtient un point de rosée eau du gaz conforme aux spécifications.Ce phénomène physique de transfert de la phase vapeur d'eau vers la phase liquide du glycolest appelée absorption.

B Domaine d'utilisation - Performance

Ce procédé est le plus utilisé en déshydratation de gaz.On peut obtenir des points de rosée eau très bas (-15 à -20°C à 70 bars), ce qui estgénéralement suffisant pour les spécifications de contrat de vente de gaz commercial et bien-sur pour éviter les risques de formation d'hydrates.

L' utilisation du TEG (tri éthylène glycol) est recommandée.

Ce traitement est parfaitement adapté :• en amont des conduites de gaz de grandes distances.

• en production mer pour les conduites immergées importantes et notamment en présence de CO2 qui pose des problèmes de corrosion avec l'eau libre.• en amont d'un turbo-expandeur.• à la sortie des stockages de gaz souterrains car le gaz se resature partiellement outotalement en eau durant la période de stockage.

C) Description du schéma de procédé

Le schéma de procédé au TEG comporte un circuit de base minimum et des équipementsoptionnels permettant d'obtenir des points de rosée eau plus faibles afin de répondre auxspécifications commerciales du gaz naturel.

Le schéma de base comprend trois parties :la section absorption ou s'effectue le contact entre le gaz saturé en eau et la solution de glycolla section régénération, dans laquelle le glycol chargé en eau est régénéré.la section de circuits annexes comprenant les pompes de circulation du glycol, la filtration etsystèmes d' injection de produits chimiques.

Section absorption H.PLe gaz humide traverse un séparateur pour éliminer l'eau libre et les impuretés liquides etsolides avant de pénétrer en partie basse de l'absorbeur.Ce gaz est alors considéré saturé en eau aux conditions de pression et température de ceséparateur.Dans la colonne, le gaz circule de bas en haut au travers d'un lit de garnissages ou bien àtravers une série de plateaux perforés, à clapets ou à cloches (en moyenne 6 à 8 plateaux).Ces équipements permettent d'établir un contact maximum entre le gaz et le glycol.Le transfert vapeur d'eau - glycol s'effectue progressivement et le gaz sort par le sommet de lacolonne en passant au travers d'un matelas filtrant (demis ter) dont le rôle est de limiter lesentraînements de glycol.Le gaz des hydraté sortant de l'absorbeur est souvent utilisé dans un échangeur glycol/gaz afind' assurer une température idéale du glycol régénéré entrant.Le glycol régénéré est pompé en continu vers la tête de l'absorbeur.



On établit ainsi un contact à contre courant entre le gaz et le glycol.Le glycol riche en eau est recueilli au fond de la colonne. Le niveau liquide est maintenu par une vanne de contrôle de niveau.

Le glycol soutiré en fond de colonne est envoyé dans un ballon de détente (4 bar environ) pour être dégazé et pour récupérer d'éventuels condensats.C.2 Section régénération B.P

La régénération utilise le principe de la distillation par chauffage de la solution glycol -eau au travers d'un rebouilleur dont l'énergie est fournie généralement soit par un tube à feu,soit par des résistances électriques.• le glycol riche en eau est soutiré du ballon de détente sous contrôle de niveau et

passe dans une série de filtres (filtration de particules solides et charbon actif) puis dans unéchangeur glycol afin d'entrer dans la section régénération.• le glycol pénètre alors dans une colonne de distillation qui est généralement située

sur le rebouilleur.



On utilise des échangeurs glycol / glycol pour obtenir une température du glycol entrant la plus élevée possible dans la colonne. On économise ainsi de la puissance utile à la régénération car la température du bain de glycoldans le rebouilleur doit être maintenue à 204°C pour le TEG par exemple :

• le glycol descend au travers de la colonne de distillation vers le rebouilleur pour être chauffé à sa température de régénération et évaporer ainsi un maximum d'eau.• le flux de vapeur d'eau créé par le rebouilleur monte au travers d'un lit degarnissage ou de plateaux positionnés dans la colonne de distillation, à contre courant duglycol riche en eau.

• le glycol reconcentré quitte le rebouilleur par un déversoir de trop plein vers unréservoir tampon.Une colonne de stripage au gaz sec est souvent utilisée entre le déversoir et le ballontampon afin d'obtenir des glycols plus concentrés ( jusqu'à 99.9 % poids).La concentration maximale que l'on peut obtenir sans gaz de stripage est de 98.7 % poids

environ si l'unité fonctionne à pression atmosphérique.

Section circuit de recirculation

• pompesDes pompes sont utilisées pour déplacer le glycol au travers du système...Le glycol sortant du ballon tampon est pompé à la pression de l'absorbeur par des pompesvolumétriques à débit réglable. Il passe au travers du échangeur gaz/glycol ou eau/glycolavant d'entrer au sommet de l'absorbeur pour un nouveau cycle.• filtrationDes filtres sont utilisés pour éviter de déposer les particules solides entraînés par le glycoldans les équipements de régénération.Ces impuretés provoquent des encrassements sur les parois de chauffe du rebouilleur et sur l'ensemble des internes.

Une purification partielle pour éliminer les hydrocarbures présents dans le glycol est réaliséeavec un filtre à charbons actifs.On élimine ainsi des problèmes de moussage qui sont généralement provoqués par leshydrocarbures, inhibiteurs de corrosion, particules solides...• équipement neutralisateur de PHUn ensemble d'injection de produit alcalin (MBTNA ou triethanolamine) permet de

neutraliser le PH du glycol qui doit être maintenu à 6 -7 pour éviter le moussage.

Le degré de pureté du glycol dépend :

• de la température du bain dans le rebouilleur.Plus la température est élevée, plus le TEG libère de l'eau. La limite est fixée à 204° C

car le TEG se dégrade au dessus de 215° C.• de la pression de fonctionnement de la colonne de distillation.

Un fonctionnement au dessous de la pression atmosphérique permet d'obtenir desconcentrations plus élevées à températures équivalentes.• de l'utilisation d'une colonne de stripping en gaz sec.

- Elle permet d'atteindre des concentrations élevées de 99,9 %- Sans stripping on ne peut dépasser 98,7 % dans une unité classique à pressionatmosphérique.



Température du gaz dans l'absorbeur

Le point de rosée qui peut être atteint en tête de l'absorbeur dépend de la pression partielle del'eau en équilibre avec le glycol régénéré, à la température de tête de l'absorbeur.

Une diminution de la température du gaz à l'entrée de l'unité se traduira par une diminution du point de rosée que l'on peut atteindre.Remarque : on considère généralement que la pression de service du contacteur est imposée .On notera toutefois que le point de rosée est aussi dépendant de la pression de l'absorbeur, etqu'il évolue favorablement avec une pression croissante.

Taux de circulation du glycol

Quand le nombre de plateaux de l'absorbeur et la concentration sont fixés, la dépression du point de rosée du gaz est fonction du débit de circulation du glycol.Le débit minimum de circulation de glycol pour assurer un bon contact glycol-gaz est

d'environ 15 litres par kg d'eau à enlever au gaz .

Dans une installation standard, le taux de circulation est d'environ 25 litres par kg d'eau àenlever.

Le but ést d'obtenir une dilution raisonnable du glycol humide à régénérer (92 % limite àfaible débit sauf pour régénération de glycol utilisés en injection anti-hydrates).

Conditions de saturation du gaz

A pression constante, une variation de 15 °C sur la température du gaz modifie d'un facteur 2

sa teneur en eau.Pour un dimensionnement ou au cours de la conduite d'une unité de déshydratation ons'attachera à maintenir la température du gaz à l'entrée du séparateur situé en amont la plus

basse possible en fonction des contraintes (hydrates, source de refroidissement,fonctionnement des unités situées en aval, etc…).

Problèmes opérationnels

Les problèmes d'exploitation et de corrosion sur ce type d'unité sont généralement provoqués par une circulation de glycol pollué.Si on veut obtenir une durée de service longue et sans incident, il est nécessaire de reconnaîtreces problèmes ainsi que de savoir les prévenir.Les problèmes majeurs sont :• l'oxydation,• la décomposition thermique,• le contrôle du PH,• les dépôts,• le moussage,• la présence de condensât,• la contamination par le sel,• les pertes de glycol.Avec quatre points principaux qui sont le moussage, la présence d'impuretés, la corrosion et

les pertes de glycol.L' oxydation



L'oxygène pénètre dans le système au travers des bacs de stockage atmosphériques etgarnitures de pompes.Le glycol peut ainsi s'oxyder et former des acides corrosifs.Pour prévenir l'oxydation, l'utilisation de gaz tampon dans les capacités de stockage estrecommandée.

Décomposition thermique

Une température excessive dans le rebouilleur peut décomposer le glycol et former des produits corrosifs.

Ex : la température de décomposition du TEG est de 215 °C.

Des surchauffes locales (températures de peau sur les épingles de chauffe) peuvent être provoquées par des dépôts de sel ou de bitume sur les tubes à feu ou épingles de chauffe.

Contrôle du PH

Le PH indique l'acidité ou l'alcalinité d'un fluide utilisant une échelle de 0 à 14.De 0 à 7, le fluide est acide et corrosif et avec une valeur >7 il est alcalin.En l'absence de produit neutralisateurs de PH, le glycol devient acide et le taux de corrosiondes équipements augmente rapidement.Cette acidité résulte des deux points cités précédemment ainsi que de la présence decomposants acides dans le gaz à traiter (H2S et CO2).Le glycol doit donc être maintenu à un niveau de PH= 7 - 8.Il faut savoir qu'un glycol trop acide ou trop alcalin peut mousser. C'est pourquoi l'injectionde neutralisateurs (MBTNA ou triéthanolamine) doit être effectuée lentement en prenant des

précautions d'emploi.

Les dépôts

Une accumulation de particules solides et d'hydrocarbures bitumineux se forment souventdans le glycol.Ces particules se déposent, lorsque l'accumulation est importante, dans les plateaux del'absorbeur, les garnissages de la colonne de distillation, les conduites et sur les parois dechauffe.Une bonne filtration et traitement sur charbons actifs évitera ce type de problème.Le moussage

Un moussage peut augmenter les pertes de glycol et réduire la capacité de l'équipement .Les causes du moussage sont :• les hydrocarbures liquides,• les inhibiteurs de corrosion,• le sel,• les particules fines en suspension.Les mesures de protection les plus importantes sont la qualité du gaz en amont du contacteur et la filtration du glycol dans le circuit.Le PH devra être vérifié régulièrement.

Présence de condensatsLes hydrocarbures liquides, résultant d'un entraînement avec le gaz entrant ou de la



condensation dans l'absorbeur provoquent le moussage du glycol.Ils peuvent être éliminés dans le ballon de détente et dans les filtres à charbons actifs

La contamination par le sel

Les dépôts de sel accélèrent la corrosion des équipements, réduisent les transferts de chaleur

des tubes de chauffe .Ce contaminant ne peut être éliminé par une régénération classique.Ce sel qui est transporté par des brouillards fins de vapeur d'eau doivent être retenus au niveaudu séparateur en amont de l'unité.Le séparateur doit être équipé d'extracteurs de brouillards efficaces.

Pertes de glycol

Les pertes de glycol peuvent constituer des problèmes opérationnels très sérieux et coûteux.

Elles peuvent être provoquées par :

• vaporisationUne certaine quantité de glycol sera toujours vaporisée dans le flux du gaz sortant.Un refroidissement suffisant du gaz en amont de l'absorbeur permet de limiter ces pertes.• entraînementsLes sommets de colonne sont généralement équipés d'internes (dévisiculeur, extracteur de

brouillard, coaslesceur) destinés à éliminer les entraînements mécaniques.- des vitesses excessives de gaz affectent l'efficacité de ces équipements.- les engorgements provoqués par des moussages ou par l'utilisation de la colonne en dehorsde ses limites de capacité sont à l'origine d'entraînements importants.• fuites mécaniques

Les fuites mécaniques peuvent être réduites par l'entretien des pompes, vannes et autreséquipements sur conduites.

30.Chauffage / Combustion :

Le but de la combustion : Est de convertir l’énergie chimique contenue dans un combustibleen énergie thermique (calorifique) et de la céder à un fluide (liquide ou gaz) pour un four et envapeur d’eau pour les chaudières.

Théorie de la combustion

La combustion (vive) est une réaction chimique rapide entre l’oxygène appelé comburantavec divers corps appelés combustibles. Cette réaction est toujours accompagnée d’undégagement de chaleur important et de phénomènes lumineux.

Note: l’explosion est une combustion ultra-rapide et destructive sauf dans le cas du moteur

à explosion dont c’est le principe de fonctionnement.

Les produits d’une combustion sont :

♦ CO2 Dioxyde de carbone♦ H2O Vapeur d’eau♦ CO Monoxyde de carbone



♦ SO2 Dioxyde de soufre

Le combustible utilisé dans le terminal de Gamba est le gaz naturel. Ce type decombustible est de composition variable, mais les composants principaux sont :

Carbone C Hydrogène H Soufre S

COMBUSTION COMPLETE

Pour libérer toute la chaleur disponible dans le combustible, une réaction de combustion doitêtre complète. Tout le carbone et l’hydrogène doivent s’oxyder en CO 2 et H2O avec la bonnequantité d’oxygène.

En pratique c’est très difficilement réalisable, ceci vient du fait que le mélange air / gaz n’est jamais parfait malgré tous nos soins.Elle se traduit par une perte de chaleur considérable (plus de 70% de perte dans certains cas)

ceci se traduit par une baisse de rendement considérable.

D’autre part, il y a un risque de ré-allumage intempestif avec possibilité d’explosion dans lazone de convection des fours et des chaudières. De plus les fumées sont noirs et sales et

polluent l’atmosphère.

Le CO2 diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel car il ne fournit pas de chaleur decombustion.

31.Traitement d’eau d’injection :

La qualité de l ’eau injectée doit être compatible avec l ’eau et la roche de la formation, demanière à ne pas provoquer le colmatage de la liaison couche-trou et de la formation elle-même.Les différentes eaux disponibles (eau de mer, eau de nappe, eau de surface etc…) recevrontdonc des traitements appropriés.Les caractéristiques principales considérées sont:•La salinité: nature des sels et concentrations, compatibilité avec ceux de la formation.•Les matières en suspension (MeS) qui devront généralement être éliminées.



Fonctions Objectifs-Traitements Procédés-Equipements

Chloration Antifouling : fixation desorganismes vivants.Aide à la filtration : DestructionmucusOrganiquesFloculation

Bactéricide : Décontamination

Electrochlorinateur

Filtration Elimination des matières ensuspensionDiminution du pouvoir colmatant

Filtres à précouchesFiltres à cartouches

Désoxygénation

Elimination de l’oxygène dissouspour la protection anti corrosiondes équipements

Tour à vide Tour de stripping gazInjection de réducteurschimiques

Filtration desécu

rité

Protection pompe HP et puits encas d’incident sur la filtration

principale

Cartouches jetables

Inhibitionanticorrosion

Protection complémentaire desinstallations de surface etéquipements de puits

Injection d’un inhibiteurde corrosion compatibleavec l’eau et les autrestraitements

Lutte antibactérienne

Stérilisation de l’eau pour éviter :Le colmatage de la formationLa corrosion des équipementsLe « souring » du gisement

ChlorationInjection de batéricidesRevêtement et anodessolubles

Relevage

Chloration

Filtration Désoxygénation

Filtrationsécurité



Chloration•Objet :

• Protéger les équipements / tuyauteries contre la pollution par des organismes vivants• Caractéristiques :• alimentation en chlore depuis l’unité d’électrochlorination• injection à 4 ppm• injection au niveau des barrels pompes par des lignes spécifiques

–Electrochlorateur Il produit de l ’eau chlorée à partir de l ’électrolyse du sel de l’eau.Débit de chlore allant jusqu’à 12 kg/hProduit de l’hydrogène qui doit être dilué et évacué (danger d ’explosion)

Pour éviter d ’endommager définitivement le réservoir ou les puits injecteurs, il est impératif de surveiller de près le fonctionnement de chaque unité de la chaîne.L ’optimisation du traitement requiert des analyses régulières réalisées sur les paramètressuivants selon des méthodes précises:

–Chloration –Filtration, pouvoir colmatant –Désoxygénation –Contrôle bactérien –Contrôle corrosion

Souvent ces analyses sont réalisées en continu et reliées au SNCC. Des analyses de contrôledoivent confirmer les mesures en ligne.

BactéricideInhibition

PompageHPDistribution



32.Filtration :

–Filtre à pré-coucheLe média filtrant est fait d ’un gâteau de matériaux granulaires déposés avant lecycle de filtration sur un support (toile textile ou métallique).Le filtre est régénéré par contre-courant en remplacement de la pré-couche.

Perte de charge: de 0,2 à 2 bar

Seuil de filtration de 0,5 à 30 µm selon le matériaux

Régénération: de 15 à 20 mn

•Diagnostic des dysfonctionnements

– Critère principal de suiviLe critère principal de suivi est l ’évolution de la perte de charge réduite ( DP/Q ou DP* )de la filtration principale. Celle-ci doit augmenter régulièrement du début à la fin du cycle defiltration.

DP* initiale en début de cycle doit rester constanteDP* augmente trop rapidement par:

déficit de chlorationdéfaut de nourrissage des filtres à pré-couchedéfaut de floculation (filtre à sable)évolution de l ’eau brute

DP* diminue par défaut de tenue du filtre

tombée partielle des pré-couchesrenardage (channeling ) dans le lit de sable

–Autres critères de suivi

Chaque unité de traitement détermine le fonctionnement de la suivante.•Chloration: teneur en Cl2 sur tous les points de la chaîne

intensité chlorateur niveau du réactif chlorant

•Désoxygénation: teneur O2 en aval de la tour

vide 1er et 2ème étageRatio gaz/liquide du stripping



point de rosée HC du strippinganti-mousse

•Filtration principale: DP* et Q par unité Nourrissage si pré-couchesFloculant pour filtre à sableIndice de colmatage

–Autres critères de suivi

•Filtration sécurité: DP*•Bactéricide: pompes doseuses

kits de testsanalyses en labo des dépôts

•Corrosion: couponscorrosivitéteneur en Fe

•Inhibition: pompe doseusecorrosivité

– Recommandation après arrêtAprès un arrêt des installations de traitement, et à la reprise du débit, il y a une baissetransitoire de la qualité de l ’eau. Il convient d ’effectuer un rejet en mer de quelques minutesau niveau des puits injecteurs. Ce rejet représentera au moins le volume de la collecte, avec undébit plus fort de 20% du débit d ’injection.



33.Tour à Vide :

L ’oxygène et les gaz dissous dans l ’eau de mer sont évaporés par création d ’un vide poussé par une pompe à anneau liquide. Le vide est amélioré par des éjecteurs piqués au bas de latour

Teneur en O2 en fond de tour: 100 ppbavec 2 étages.Vide fonction de la températureTraces d ’O2 éliminées par bisulfite

Pompe à anneau liquide

34.Décharges / Rejets :

Limiter les risques de polution du milieu environnant.

La sensibilisation aux problèmes de pollution nous concerne tous.

La recherche de solutions optimales permettant de limiter les pollutions par rejet de produitsassociés aux effluents hydrocarbures se développe par obligation de respecter les normesinternationales.Les problèmes sont liés principalement aux rejets de produits tiers noncommercialisables:

• rejet des eaux polluées par hydrocarbures ou produits chimiquesRisque de pollution de la flore et de la faune



Le traitement des eaux de rejets polluées par les hydrocarbures évoluent par le fait desnouvelles législations internationales de plus en plus contraignantes.Les traitements font appel à de nouveaux types de procédé plus performants ( stripping à lavapeur et unités d'hydrocyclones ).

• rejet des gaz à l'atmosphèreLes rejets de gaz effectués de manière permanente ou accidentelle sont brûlés sur torchère oumis simplement sur évent . Les torches et évents sont généralement placés en point haut demanière à diluer le rejet.

Les systèmes de torche sont soumis à une réglementation stricte (D.N.V et A.P.I) ou à unelégislation locale.

La protection du personnel, des populations et des installations environnantes est obligatoire,surtout en présence d'H2S.

Il devient aujourd'hui de plus en plus difficile de torcher le gaz non commercialisé extrait del'huile produite (gaz fatal).

L'optimisation des procédés associée à des solutions techniques de valorisation de produitstiers devraient permettre d'effacer cette notion de gaz fatal.

Spécifications eau de rejet

Il faut distinguer deux types de rejet d'eau :

- les eaux issues des réseaux de drainages ouverts :

• Teneur maxi en hydrocarbures libres : 15 ppmIls relèvent de la convention de MARPOL

- les eaux issues de la production :• Teneur maxi en hydrocarbures libres

en mer : 40 ppm

à terre : cible 20 ppm (analyse IR)nota : Une réglementation concerne d'autres paramètres pour les rejets d'eaux à terre dans la

plupart des pays industriels. C'est le cas par exemple pour la salinité, les matières ensuspension, la température, la teneur en matières organiques biodégradables ou non et les

produits toxiques.

35.Pompage (Différents types de pompes) :

Pompes centrifuges

Une pompe centrifuge tournant à une vitesse définie est caractérisée par trois courbes:

courbe débit-hauteur de refoulement (la pression exercée par une colonne de fluide est égale àsa hauteur multipliée par sa masse volumique et par l’accélération de la pesanteur)courbe de rendement



courbe de NPSH (Net Positive Suction Head)

Courbe débit-hauteur :

elle met en relation le débit avec la hauteur (ou pression) de refoulement.Lorsque la pompe refoule dans une tuyauterie, celle-ci oppose une résistance proportionnelleau carré du débit.Au démarrage de la pompe, le débit évolue de zéro (A) vers le débit nul (B vanne fermée)

puis vers le débit équilibrant la pression exercée par la pompe et la pression résistante de laconduite (C). Si la pompe n’est pas démarrée vanne fermée, le chemin suivi sera celui de lacourbe rouge. On y observe que la puissance (produit débit x pression) demandée y estnettement plus grande, pendant un temps beaucoup plus long (le pic horizontal au démarrageest plus large), pour arriver finalement au même point d’équilibre. Lorsqu’on observel’ampèremètre situé près du bouton-poussoir de démarrage, on peut y observer la mêmeévolution.

Le fonctionnement normal

d’une pompe centrifuge est limité à une zone située entre débit minimum et pression

d’aspiration minimum.Le débit MINIMUM correspond à un mauvais rendement (l’énergie est communiquée aufluide non plus mécaniquement mais en chaleur : à débit nul, on ne lui laisse pas d’autrechoix) ce qui implique que la température augmente ; le liquide risque donc de se vaporiser.Le débit maximum correspond à la perte de charge ∆P admissible à l’aspiration de la pompesans créer de vide.On se rapporte à la courbe débit-NPSH : Le liquide est le plus souvent issu d’un ballon où ilest en équilibre avec sa vapeur (à la température de bulle ), lorsque la perte de charge àl’aspiration franchit la pression de bulle il y a alors vaporisation du liquide à l’aspiration de la

pompe. La bulle de gaz est ensuite comprimée dans la pompe, elle se condense à nouveau brusquement en libérant un volume que le liquide ne peut combler immédiatement, ce qui

provoque un vide d’autant plus poussé que la vitesse du liquide est grande. C’est le phénomène de cavitation. La cavitation se manifeste par des à-coups et des vibrations. On peut observer que le métal lui-même est entamé par la cavitation. Nous avons vu la plage de fonctionnement normal, ainsi que les raisons qui la limitent.

Le dysfonctionnement

d’une pompe centrifuge se manifeste en général par des vibrations et du bruit. Les causes dedysfonctionnement sont souvent à trouver parmi les suivantes :La pompe n’est pas alimentée par le liquide normal : un débris l’obstrue, ou bien une bulle degaz empêche le liquide de circuler…La pompe fonctionne en dehors de sa plage normale de fonctionnement.

La bonne procédure de démarrage n’a pas été respectée.Les procédures de démarrage et d’arrêt sont écrites pour éviter les dysfonctionnements: ladisposition des organes de commandes, la séquence des actions à entreprendre sont conçues

pour conserver à la pompe efficacité et longévité.Inévitablement, les plages de fonctionnement des organes de production changent avec letemps: les procédures et même le matériel devront être révisés ou changés quand leur usages’écartera trop des conditions pour lesquelles ils ont été conçus.

Fonctionnement en série :

La courbe de fonctionnement de l’ensemble de deux pompes identiques est obtenue enmultipliant par deux la hauteur pour le même débit. La première pompe aspire un certain débit

et le refoule dans la deuxième pompe à la pression P1. La deuxième pompe aspire donc cemême débit, et le refoule à la pression P2. Le réseau après la deuxième pompe offre une



résistance telle qu’elle s’équilibre avec la pression P2. On voit que la pression résultante n’est pas le double de celle que le réseau accepterait d’une seule pompe.Ce montage est souvent utilisé pour résoudre les contraintes de NPSH en disposant une

pompe délivrant un fort débit avec une faible hauteur et un faible NPSH (booster) à uneseconde pompe délivrant ce même débit avec une forte hauteur nécessitant un fort NPSH,assuré par la première.

Fonctionnement en parallèle :Les deux pompes sont en général identiques et leur aspiration est reliée à la même capacité.La courbe de fonctionnement de l’ensemble des deux est obtenue en multipliant par deux ledébit pour la même hauteur. La première pompe démarrée refoule dans le réseau avec le débitQ1 et la hauteur P1, équilibrée par la résistance du réseau. La deuxième pompe démarréeaugmente le débit dans le réseau jusqu’à Q2, équilibrant à la pression P2 la nouvellerésistance du réseau. On constate que le débit résultant n’est pas le double du précédent.Le débit dans la conduite d’aspiration ayant augmenté, sa résistance aussi ; la pressiond’aspiration a donc baissé. On prendra garde à ce que cette pression d’aspiration ne descende

pas au-dessous du NPSH requis, en particulier lors du démarrage de la seconde pompe. On

constate également que l’ajout d’une troisième pompe en parallèle ne fournirait qu’un débitadditionnel marginal (courbe pointillée).

Régulation d’une pompe

Assurer un niveau d’alimentation : Il est absolument nécessaire que la pompe soit alimentéeen liquide, avec en plus une garde hydraulique minimale de façon à respecter le NPSH, ainsique le temps de réponse de la régulation disposée. Ce premier type de régulation ne résout pasla difficulté du débit minimum.

Débit minimum

Une pompe centrifuge supporte un certain temps de tourner avec son refoulement fermé. Pour

éviter à l’opérateur de la redémarrer trop souvent en cas de fluctuations de débit provoquantson arrêt par niveau bas, on dispose une recyclage du liquide vers l’aspiration. Une vanneautomatique y assure la détente.Celle-ci est commandée par une mesure de pression ou de débit au refoulement de la pompe,ces deux paramètres étant liés par la courbe de fonctionnement. Elle doit rester fermée dans la

plage de régulation normale de la LCV, et ne s’ouvrir que lorsque le débit approchedangereusement du débit minimum de la pompe. En effet, un recyclage inutile peut perturber le ballon en soutirage, ou créer une instabilité de la régulation du niveau qui est prioritaire.La pompe centrifuge a été choisie pour illustrer quelques problèmes de pompage et le soinqu’il faut garder pour les éviter. Bien que les autres types de pompe utilisent d’autres

procédés de compression, on comprendra que la grande majorité des ennuis provient du fluide

lui-même (solides, vapeurs), qui reste de la responsabilité de l’opérateur. Viennent ensuite lesennuis mécaniques (garnitures, joints, lubrification, alignement,…) dont la plupart est laconséquence d’erreurs de conduite qui ont détérioré par des vibrations l’équilibre mécaniqueinitial.



SURVEILLANCE ET ANOMALIES

SUR LES POMPES CENTRIFUGES

POINTS ACONTROLER

CIRCUIT PRODUIT

ANOMALIES CAUSES POSSIBLES MOYENS D’ACTIONSÉCURITÉ

PRESSION

ASPIRATION

BASSE

• Filtre encrassé

• Pression basse capacitéd’aspiration

• Changement de pompe etnettoyage filtre aspiration

• Vérifier procédé

PRESSION

REFOULEMENT

BASSE

• Désamorsage

• Débit trop important

• Voir filtre aspiration

• Vérifier procédé et circuitaval pompe

PRESSION

REFOULEMENT

HAUTE

• Débit trop faible • Vérifier procédé et circuitaval pompe

PRESSION

REFOULEMENT

INSTABLE

• Cavitation

• Pompage d’une vanneautomatique sur le circuitaval de la pompe

• Voir rubrique incidentcavitation

• Contrôler le circuit aval etles vannes automatiques





POINTS ACONTROLER

CIRCUIT PRODUIT


DÉBIT FAIBLE

• Changement dans laviscosité du produit

• Diminution de la vitesse dela machine entraînante

• Fuites internes de la pompetrop importantes (baguesd’étanchéité usées)

• Pression dans le circuit derefoulement trop élevée

• Contrôler la température

• Augmenter la températuresi possible

• Ajuster la vitesse

• Faire appel à l’entretien

• Vérifier la bonnedisposition du circuit(vannes ouvertes) (pertes

de charge aux échangeurs)



I N C I D E N T S


| FAITS |

CAVITATION

| CONSÉQUENCES |BRUIT IMPORTANT >>>>>

VIBRATIONS PRESSION INSTABLE AUREFOULEMENT

MANQUE DE DÉBIT

CAUSES SOLUTIONS

VAPORISATION DU PRODUIT

• Produit trop chaud

• Débit insuffisant à l’aspiration

• Pression insuffisante à l’aspiration

• Débit excessif dans la pompe

• Vérifier le procédé

• Vérifier propreté du filtre (arrêt de la pompe)

• Vérifier niveau dans la capacitéd’aspiration

• Vérifier le procédé (fuite) ou(régulation défectueuse)




SUR LES POMPES CENTIFUGES

POINT A CONTROLER AMPERE METRES


INTENSITÉÉLEVÉE

• Débit de la pompe tropimportant

• Freinage du rotor (paliersou butée défectueux, corpsétranger dans la pompe)

• Réduire le débit

• Faire appel àl’entretien

Pompes volumétriques

PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT

Les pompes volumétriques procèdent par compartimentage volumétrique de liquide, enfaisant passer un certain volume de liquide d’amont (aspiration) en aval (refoulement).Chaque unité de volume ainsi définie correspond à celui engendré par le déplacement d’une

pièce mécanique (piston, membrane) dans un volume étanche (corps de pompe). Ce systèmemécanique peut être :a) Soit : alternatif

b) Soit : rotatif

DESCRIPTION D UNE POMPE ALTERNATIVE

Une pompe alternative est composée d’un piston, d’un plongeur ou d’une membrane. Lecorps cylindrique contient en plus du piston un clapet à l’entrée et un autre à la sortie. Lesystème d’étanchéité se situe sur l’axe d’entraînement ou sur le plongeur. Dans le carter quisupporte le moteur d’entraînement on trouve le système d’ajustement composé d’unemanivelle et d’une bielle.

FONCTIONNEMENT DES POMPES ALTERNATIVES



Les pompes à piston, appelées généralement pompes alternatives, sont des appareils danslesquels un piston se déplace dans un cylindre et engendre un volume de liquide à chaquecourse. La surface du piston et sa vitesse déterminent la quantité de liquide pompée.

POMPE A PISTON (simple effet)

Fonctionnement

Le piston travaille sur une seule face. Lorsqu’il avance, il refoule le liquide (incompressible)vers la sortie au travers du clapet de refoulement, la pression ainsi créée par le déplacement du

piston maintient le clapet d’aspiration fermé.

Lorsque le piston recule, la pression retombe à zéro (0) ce qui provoque la fermeture du clapetde sortie.

Le piston recule encore, un vide est ainsi créé ce qui provoque l’ouverture du clapet d’entrée,le liquide entre et rempli la chambre du cylindre. En fin de course, le cycle repart encompression, le clapet de sortie s’ouvre.

Aspiration

La hauteur manométrique d’aspiration d’une pompe volumétrique à piston dépend :

a) de la pression atmosphérique

b) de la tension de vapeur au fluide pompé

c) des pertes de charge de l’installation

Refoulement

La hauteur de refoulement est théoriquement illimitée, elle dépend :

a) de la résistance des matériaux constituant la pompe ou les conduites

b) de la puissance du moteur

Débit

Le débit est donné par le nombre de coups par minute et le volume de la chambre. Le débit estdiscontinu avec les pompes à simple effet. On arrive à un débit continu avec les pompes àdouble effet.Entraînement de la pompe

Les pompes volumétriques alternatives peuvent être entraînées :

• Par un mouvement alternatif : (pression d’air ou de gaz sur une membrane)



• Par un mouvement circulaire, avec :

a) un système bielle manivelle (vilebrequin)

b) un excentrique

c) une vanne (tiroirs)

Caractéristiques des pompes volumétriques :

• Leur débit est relativement faible car limité par les grosseurs de construction réalisables.

• Le volume de liquide déplacé est constant quelle que soit la dimension du circuit derefoulement.

POMPE A PISTON (double effet)

Le piston travaille sur les deux faces. Pendant qu’une face crée le refoulement, l’autre créel’aspiration. Le volume véhiculé est donc le double de celui d’une pompe à simple effet.

POMPE A PISTON PLONGEUR (simple et double effet)

Fonctionnement

Le principe de fonctionnement est le même que celui de la pompe à piston, sauf qu’il n’y a pas de cylindre. Le plongeur déplace le fluide en occupant une partie du volume de lachambre.

Un long presse-étoupe assure en même temps l’étanchéité et le guidage du piston qui, seul, a besoin d’être rectifié.La garniture à tresse ou à bague est le plus souvent lubrifiée. Ce type de pompe est

particulièrement recherché pour le pompage des liquides contenant de petites particulessolides en suspension.

POMPE A MEMBRANE ( pompes doseuses )

Principe de fonctionnement

Une enceinte munie d’une pièce mobile se remplit de fluide par augmentation de volume(aspiration) et se vide par diminution de volume (refoulement). Des clapets assurent laséparation des deux phases.

Les pompes doseuses sont des pompes volumétriques alternatives utilisées pour l’injection“ dosée ” de produits chimiques.

Une membrane métallique souple est interposée entre la pompe à piston proprement dite et latête de pompe équipée d’un clapet à bille.



La membrane ne joue qu’un rôle de cloisonnement entre l’huile et le produit à pomper. Ellen’est soumise à aucune pression différentielle. Ces pompes à très faible débit sont intéressantes pour le pompage des produits chimiques, car seules la membrane et la tête de pompe sont à prévoir dans le choix du matériau approprié.

Normalement, la tête présente une étanchéité parfaite.

POMPE A MEMBRANE (double effet)

Fonctionnement

Cette pompe possède en réalité deux chambres situées de part et d’autre du moteur d’entraînement. Chaque chambre fonctionne en parallèle ce qui revient é la pompe é doubleeffet. Exemple de système d’entraînement: Un disque excentré est entraîné en rotation. Entournant, ce disque déplace alternativement deux ensembles montés sur les membranesmaintenues dans le carter. Le déplacement de la membrane est faible et la vitesse de rotation

élevée. Par un jeu de clapets, le liquide est aspiré et refoulé.

ANNEXEAmortisseur de pulsation (accumulateur)

Pour éviter les à-coups de pression dus au débit à caractère pulsatoire, on place à la sortie durefoulement un amortisseur de pulsation.

C’est un réservoir à demi rempli d’air ou d’azote avec une membrane, relié à la conduite derefoulement qui régularise le débit par détente du volume d’air emprisonné dans l’appareil.

Clapet et crépine

Pour éviter le désamorçage de l’aspiration, on place au bas de celle-ci un clapet de pied. C’estun tube qui, à sa partie basse, comporte un siège et une bille servant de clapet.

Pour éviter le blocage des clapets, certains clapets de pied sont munis de crépines et de filtres(produits pouvant contenir des impuretés ou des grumeaux

Soupape de sécurité

Elle relie directement le refoulement à l’aspiration. En cas de sortie fermée, ces pompes sont par conséquent capables de pressions de refoulement très importantes si le moteur d’entraînement est assez puissant. Dans ce cas:

soit le moteur se bloque

soit la pompe se détruit.

Cette soupape doit être impérativement présente sur toutes les pompes volumétriques. Audémarrage, toutes les vannes du circuit refoulement devront être ouvertes.



UTILISATION DES POMPES VOLUMETRIQUES

Les pompes à piston et à membrane : Sont utilisées pour un dosage précis de produitschimiques réactifs à injecter dans un fluide.

Les pompes à engrenages, palettes et vis : Sont généralement utilisées pour le transfert deliquide visqueux ( fuel lourd, huile, brut).

SURVEILLANCE ET ANOMALIES SUR LES POMPESVOLUMÉTRIQUES

POINT ACONTROLER

GARNITURES


FUITES• Jeu important entre

tresses et tige du piston• Faire resserrer le

fouloir

•Regarnir si nécessaire

ECHAUFFEMENT

• Serrage exagéré destresses

• Manque de lubrification

• Faire desserrer lefouloir

• Vérifier le système delubrification,augmenter le débit sinécessaire



SURVEILLANCE ET ANOMALIES SUR LES POMPES VOLUMÉTRIQUES

POINT ACONTROLER

SOUPAPES AU REFOULEMENT


LA SOUPAPEDÉCHARGE ENPERMANENCE

• Soupape détarée

• Clapet de la soupapecoincée suite à uneouverture

• Si la soupape déchargeà l’égout ou au sol,arrêter la pompe

• Prévenir l’entretien

POINT ACONTROLER

AMPERE METRE


INTENSITÉÉLEVÉE

• Débit de la pompeimportant

• Viscosité du produit pompéélevée


• Augmenter latempérature du produit




I N C I D E N T S SUR LES POMPES VOLUMÉTRIQUES

FAITS

BRUIT ANORMAL >>>>> COGNEMENTS

FONCTIONNEMENT SACCADÉOUVERTURE DE LA SOUPAPE AU REFOULEMENT

CONSÉQUENCES

RISQUE DE DÉTÉRIORATION DE LA POMPEARRET DE LA POMPE

CAUSES SOLUTIONS

• Manque de produit à l’aspiration

• Contrôler le niveau de la capacitéd’aspiration, changer de capacitési le niveau est très bas

• Contrôler le filtre à l’aspiration etle nettoyer

• Contrôler l’ouverture de la vanne

d’aspiration

• Faire contrôler les clapetsd’aspiration

• Montée de pression aurefoulement

• Vérifier le circuit de refoulement(vanne fermée ou bouchage)

36.Déhydratation / Dessalage :

Déshydratation / DessalageGénéralitésLa production d'un puits est très rarement sans gaz et rarement complètement anhydre(Brut = Gaz + Huile + Eau). Dans certains cas, la production de gaz augmente avec le temps

et dans d'autres, plus fréquents, la production d'eau augmente et finit par déterminer l'arrêt du puits lorsque la limite de rentabilité est atteinte.Le gaz est facile à éliminer, par contre l'eau en général salée, pose beaucoup de problèmes.



Problèmes :La présence d'eau, dans le brut, est à l'origine des problèmes :- de corrosion pour les équipements,- de surcharge des conduites. Il est toujours coûteux de pomper de l'eau,- commerciaux, la proportion d'eau maximum acceptée par les raffineurs étant de 1 %.L'eau et l'huile ne sont pas miscibles. Ainsi, le brut produit se présentera comme la dispersion

d'un liquide dans l'autre, la phase dispersée étant l'eau et la phase continue étant l'huile.- Si la dispersion est grossière, on a affaire à de l'eau libre.- Si la dispersion est fine, on est en présence d'une émulsion.La limite entre "eau libre" et "émulsion" n'est pas nettement définie. On parlera d'émulsiontoutes les fois que la séparation des deux liquides ne s'effectuera pas spontanément dans untemps raisonnable sous le seul effet de la gravité. Souvent, le brut contiendra à la fois de l'eaulibre et de l'eau en émulsion.

La coalescence électriqueLes théories fondamentales du phénomène font appel aux notions d'architecture moléculaire,d'ionisation des particules et autres divertissements savants. L'explication ci-dessous semble

constituer un abrégé suffisant.Lorsqu'elle est soumise à un champ électrique, la particule d'eau se comporte comme undipôle induit. En d'autres termes deux pôles électriques apparaissent sur la gouttelette quiconcentrent respectivement les charges + et -.Plusieurs conséquences en découlent :- les gouttelettes se déforment ; de ronde, leur section devient elliptique ;- le champ électrique met les particules en mouvement en vertu de la loi de répulsion des

pôles communs et d'attraction des pôles opposés ;- toutes les gouttelettes sont orientées de la même façon et donc ce sont par des pôlesopposés qu'elles se succèdent. Il s'ensuit une attraction entre elles et donc leur coalescence.

37.Compression :

Compression.

Une pompe met en mouvement un liquide, la même machine (quant au principe) sera uncompresseur dans le cas d’un gaz. On se rend vite compte que l’effet d’un piston ou d’unecentrifugation sera différent pour un gaz.Il est compressible, mais une partie de l’énergie dépensée pour le comprimer serainévitablementtransformée en chaleur. En effet, le mouvement communiqué aux molécules de gaz par la

machine est transformé en énergie mécanique (PV), mais aussi en chaleur (sa températureaugmente).Il suffit de lire la puissance de refroidissement des échangeurs disposés dans l’unité decompression, de la comparer avec celle du compresseur, pour évaluer l’importance de ceteffet. J’ai l’exemple d’un compresseur de propane de 16 MW équipé d’un refroidisseur de 6MW : plus du tiers de l’énergie apportée par le compresseur doit être retirée par l’échangeur sous forme de chaleur !Pour les amateurs de formules, le gaz suit une loi de la forme PVγ = constante (γ est nommé

coefficient polytropique, qui vaut entre 1,1 et 1,4), que l’on rapproche de la loi PV = nZRT pour trouver T2 = T1 (P2/P1)(γ−1)/γ

Or, un compresseur est une mécanique qui a besoin de lubrifiant, et ne peut supporter unetempérature supérieure à environ 180°C. Un refroidissement constant de la machine et du gazest donc nécessaire.



C’est la température qui limite le nombre de roues d’un étage de compresseur centrifuge et letaux de compression d’un compresseur alternatif. Pour élever encore la pression, le gaz estnécessairement refroidi avant un étage ultérieur.De plus, le refroidissement accroît le rendement de la compression en augmentant la densité(réduisant le volume) du gaz à comprimer.

Compresseur centrifugeCourbes de fonctionnement

De même que la pompe centrifuge, le compresseur centrifuge a sa courbe de fonctionnementdébit-pression de refoulement, ici en noir pour une vitesse de rotation donnée. La secondecourbe en tirets est tracée pour une vitesse de rotation plus faible.Comme pour la pompe centrifuge, la courbe de résistance de la conduite de refoulement esttracée en bleu.Elle est limitée à gauche par une zone d’instabilité (pompage), et à droite par une zone dite

stonewall où le débit et la pression chutent brusquement.

Le pompage.

Un compresseur est construit pour un certain service (gaz-débit-pression), qui lui impose unecertaine géométrie. Le gaz, à la différence d’un liquide, est compressible, et peut ne pasarriver dans le compresseur avec le débit voulu.Ce manque momentané accélère la machine par manque de charge, la pression s’élève aurefoulement (vitesse accrue), alors qu’elle baisse à l’aspiration (gaz prélevé) et le gaz retombeà l’aspiration (le mouvement suit la plus grande perte de pression). La machine ralentit(chargée à nouveau), le gaz repart vers le refoulement, crée à nouveau un manque àl’aspiration et le phénomène recommence en s’accentuant.C’est un peu comme lorsqu’on tire une charge avec un élastique.Ce phénomène engendre des vibrations de la machine qui peuvent rapidement dépasser lestolérances mécaniques : les roues peuvent toucher le stator, le rotor toucher les paliers, etc.

Il est donc absolument nécessaire d’assurer un débit minimum au compresseur.

Le circuit anti-pompage.

Un recyclage du gaz est donc installé pour assurer le débit minimum requis.Le débit, mais aussi la pression, la température, et la vitesse de rotation (quand celle-ci n’est

pas fixée) sont nécessaire au contrôle du recyclage.La pression et la température sont utilisées par le calculateur pour corriger la lecture du débit.Le débit nécessaire est fonction de la vitesse de rotation. Ainsi la vanne anti-pompage seraasservie par plusieurs paramètres dont la bonne lecture est très importante.Remarquer la position du refroidisseur : soit en amont du té du recyclage, soit en aval vers lasortie. Pourquoi installer la vanne anti-pompage après le refroidissement ?

Les sources de danger.

Le compresseur et sa machine d’entraînement sont protégés par diverses sécurités quil’arrêtent.Sécurités « machine »

Niveau bas huiletempérature haute huilePression basse huilePression basse huile d’étanchéitéVitesse hauteVibrations

Sécurités « process » Niveau haut scrubber aspirationPression basse aspiration



Température haute refoulement

On n’insistera jamais assez sur le soin que l’on doit apporter aux équipements annexes aucompresseur :

la boîte à huile où on doit s’assurer de la bonne qualité de l’huile et de sa température,de son dégazage, etc.. Le bon rendement des échangeurs refroidissant l’huile est à

maintenir. les refroidisseurs process dont l’efficacité doit être surveillée (encrassement possible).

Système de lubrification

Il sera mis en service à l’avance pour permettre le réchauffage du compresseur(paliers et palier de butée).D’un autre côté à l’arrêt, on laissera la lubrification en service pour assurer lerefroidissement des paliers et de la butée.

Système d’huile d’étanchéité

Il sera mis en service à l’avance afin de procéder à l’inertage et à la mise en gazdu compresseur.

A l’arrêt du compresseur, ce circuit sera maintenu en service tant que l’inertage ducompresseur ne sera pas effectué (risque d’explosion) de plus il participe à l’évacuation de lachaleur résiduelle du compresseur (principalement du rotor).

Avant démarrage

• Ne pas oublier la mise en service du circuit de refroidissement du compresseur ainsique les refroidisseurs intermédiaires et finals.

• Purger les points bas du compresseur afin d’éliminer toute présence de liquide.(huile, eau, condensats)

• Vérifier ou disposer l’instrumentation ( indicateurs, transmetteurs et interrupteurs desécurité).

Vérifier que le système de régulation anti-pompage soit en service (vanne ouverte).

Démarrage et arrêt

• Cas des moteurs électriquesCes moteurs ne peuvent et ne doivent pas démarrer en charge, il doivent atteindreleur vitesse nominale le plus rapidement possible,Dans le cas contraire, leurs échauffements risqueraient d’endommager les

bobinages, ils sont donc protégés contre les surintensités par un disjoncteur temporisé.Afin que ces ensembles moteurs compresseurs atteignent leur vitesse nominalesans charge, on démarre vanne d’aspiration fermée pendant ces quelques secondes.

• Cas des turbines à gaz ou à vapeur Au contraire des moteurs électriques, les turbines peuvent fournir un couple élevé

pendant leur mise en vitesse.



Les vannes d’aspiration et de refoulement seront ouvertes avant le démarrage, dece fait le compresseur devra débiter dès le départ. Pour cette raison la ligne derecyclage sera ouverte afin d’éviter le pompage. Lorsque le compresseur débiteradans le réseau, la régulation automatique refermera progressivement la vanne derecyclage.

De la même façon lors de l’arrêt du compresseur, la vanne de recyclage s’ouvrira

automatiquement des que le débit sera inférieure à 50%.

• Attention :

Surveiller les vitesses critiques de l’ensemble turbo-compresseur et les passerrapidement.

Arrêt d’un compresseur

• Dans le cas ou il fonctionne sur un réseau, dès que sa pression de refoulement

diminue, le clapet se referme entraînant la chute immédiate du débit, ce qui provoquera le pompage du compresseur. Pour éviter ce problème, la régulation derecyclage ouvrira automatiquement la vanne dès que le débit du compresseur serainférieur à 50% du débit nominal.

• Une fois le compresseur immobile, on procède à son isolement.• Dans le cas d’un arrêt de longue durée on procèdera à l’inertage du compresseur.• L’arrêt de l’huile d’étanchéité ne se fera qu’après la mise sous azote du compresseur.

Lorsque la température des paliers se rapproche de la température de l’huile de graissage, on pourra procéder à l’arrêt du circuit.

COMPRESSEUR VOLUMETRIQUE

Principe de fonctionnement

Les compresseurs volumétriques fonctionnent par réduction du volume d’un gaz. Ilsemprisonnent tout d’abord un certain volume de gaz dans un cylindre ou une chambre decompression. Puis forcent ce gaz à occuper un volume plus restreint. Plus la réduction devolume est importante, plus l’augmentation de pression est grande.

TYPES DE COMPRESSEURS VOLUMETRIQUES

1) A mouvement alternatif (à piston à membrane)

2) A mouvement rotatif

COMPRESSEUR VOLUMETRIQUE A PISTON (simple effet)

Dans le compresseur à mouvement alternatif, l’effet de compression est obtenu par unmouvement de va et vient du piston dans le cylindre.



LES QUATRES PHASES DE LA COMPRESSION SONT :

1- DétenteLe piston recule légèrement (à peine sensible). La pression dans le cylindre redescend jusqu’àla pression d’aspiration.

2- AspirationLe piston recule. Lorsque la pression d’aspiration devient supérieure à la pression dans lachambre. (phase de détente) le clapet s’ouvre. Le clapet de refoulement est fermé sousl’action de la pression du collecteur. Le déplacement du piston se poursuit, le gaz pénètre dansle cylindre pendant toute sa course et le gaz occupe la totalité du volume.

3- CompressionLe piston quitte le fond du cylindre (Point Mort Bas). La pression dans le cylindre devientsupérieure à la pression du collecteur d’aspiration, le clapet se ferme. Le déplacement du

piston se poursuit. En réduisant le volume, la pression augmente dans le cylindre

(compression). Lorsqu’elle devient supérieure à la pression du collecteur de refoulement, leclapet s’ouvre.4- Refoulement La pression restant constante, le volume de gaz réduit est poussé dans le collecteur derefoulement. Lorsque le piston atteint le fond du cylindre (Point Mort Haut) le clapet derefoulement se referme. Et le cycle recommence.

COMPRESSEUR VOLUMETRIQUE A PISTON (double effet)

Ce compresseur fonctionne sur le même principe que le compresseur à simple effet, exception

faite du piston travaillant sur les deux faces. Lors de la course avant, une face comprime legaz et l’expulse vers la conduite de refoulement tandis que l’autre face aspire le gaz. Pendantla course de retour, le processus est inversé. Le fait d’avoir deux phases de refoulement

pendant un aller et retour du piston double le rendement et l’efficacité du compresseur

COMPRESSION ETAGEE

Le problème majeur des compresseurs à piston est que la température devient préjudiciable àla bonne tenue du matériel (segmentation du piston, étanchéité de la tige, soupapes à clapets).

Aussi pour atteindre de fortes pressions sans cet inconvénient, on divise l’augmentation de pression à obtenir avec deux, voir trois ou quatre étages de compression.

Entre chaque étage on dispose d’un refroidisseur suivi d’un séparateur pour récupérer l’eau etles liquides issues du pétrole. (Ex : gazoline)SYSTEME DE REFROIDISSEMENT

Le système de refroidissement du compresseur enlève la chaleur dégagée par la compression.Pour de petites machines, des ailettes moulées à même le corps du cylindre offrent assez desurface radiante pour que la chaleur se dissipe dans l’air.

Pour la plupart des compresseurs à grande puissance, ce type de refroidissement estinsuffisant.



Les cylindres et les culasses sont souvent munis de manchons où circule le liquide derefroidissement.

Certains compresseurs alternatifs ont leurs garnitures refroidies à l’eau.

Les compresseurs alternatifs qui ont des taux de compression élevés sont généralement multi-

étagés et un mode de refroidissement du gaz comprimé est installé entre chaque étage.

Ce genre de refroidissement :

• Réduit le volume du gaz à comprimer

• Permet de récupérer des condensats

• Soumet les compresseurs à des températures admissibles pour la bonne tenue mécaniquedes composants tels que : Clapets, segments, chemises, garnitures d’étanchéité ainsi quel’huile

• Réduit la puissance requise au moteur (augmentation de la densité du gaz)

Des aéroréfrigérants sont utilisés aux endroits où l’eau n’est pas facile à obtenir ou tropcoûteuse.Dans les complexes où un système d’eau de refroidissement existe, l’eau sera utilisée commeliquide réfrigérant pour extraire la chaleur causée par les cycles de compression. Deséchangeurs seront installés et le gaz y circulera à contre-courant du fluide refroidisseur.

Ces systèmes comprennent un collecteur principal d’alimentation et un collecteur de retour

d’eau de refroidissement. La ∆P entre ces deux collecteurs assure une bonne circulation.L’eau est traitée et des additifs du type inhibiteur de corrosion sont présents dans l’eau.

LUBRIFICATION DES COMPRESSEURS ALTERNATIFS

Graissage forcé de l’embiellage

Un système de lubrification sous pression achemine l’huile aux pièces mobiles. (pied de biellesur le vilebrequin) Une pompe attelée au moteur et une pompe auxiliaire sont utilisées et, enannexe, on trouve les filtres à huile, les refroidisseurs d’huile et une soupape de régulation de

pression d’huile. Ce circuit d’huile est en fait celui du moteur.Graisseurs individuels

Dans les compresseurs à piston on utilise un circuit de graissage différent du précédent. Des pompes à pistons plongeurs de faible course et de petite cylindrée, actionnées par un arbre àcame relié au moteur alimente des injecteurs situés sur les points à graisser. La vitesse del’arbre à came est de 5 à 10% de celle du moteur.

Le réglage du débit d’huile aux injecteurs se fait en agissant sur la course des pistons plongeurs. Un indicateur visuel situé sur chaque pompe permet de contrôler le débit. Ledosage doit être précis pour que le graissage soit suffisant sans être surabondant. A titre

d’exemple, 1 gramme à 1,2 gramme d’huile pour mille mètres cubes de gaz balayés par les pistons.



Un clapet anti-retour à bille situé sur chaque graisseur (injecteur) évite le retour de gaz versles pompes. Un système de commande manuelle des pompes permet avant le démarrage deremplir les circuits et d’amorcer les graisseurs.

Les conditions de travail des huiles de graissage utilisées pour les compresseurs à pistons sont

très sévères. l’huile des cylindres doit :

réduire les frottements de la segmentation• assurer l’étanchéité entre pistons et cylindres

• assure la lubrification et l’étanchéité des garnitures de la tige

• dissiper une partie de la chaleur du piston

SECURITE

Le graissage s’effectue à haute température l’huile de ce fait a tendance à s’oxyder et à former des gommes et des dépôts très gênants sur les clapets.

Les dépôts limitent le refroidissement et élèvent la température de l’huile. A 250°C surtoutdans le cas d’un mélange air / huile, on risque l’auto-inflammation.Aujourd’hui les huiles minérales ont cédé la place aux lubrifiants synthétiques qui résistent

beaucoup mieux à la chaleur.

38.Torchage :

Hydrocarbure à éliminer :• LIQUIDE BRULEUR

• GAZ suivant nature et quantité :TORCHE (normalement allumée) EVENT (normalement éteint)

Le ballon de torche sert à piéger les liquides allant vers la torche.

Les arrete flammesLes évents sont équipés d’un pare-flamme pour éviter la propagation de la flamme versl’intérieur d’un réservoir. Les pare-flammes sont constitués d’éléments alvéolaires (ou decellules) composés de petites plaques ondulées empilées les unes sur les autres ou de grillage

bien tassé, le tout mis dans un boîtier et branché sur un évent.

- Différents types de montage- Différents types de montage- Système actuel avec vanne de by-pass- Système actuel avec vanne de by-pass

vanne commandée par "flow-no-flow"ou "AGP"

+ temporisation- vannes d'isolement cadenassées ouvertes



39.Drains ouverts/ fermés :

Evacuer

Les eaux de pluie et de lavage

Les purges eau des séparateurs

Les purges manuelles des capacités (huile ou eau)

Les purges des unités en pression

Réseau fermé Cuve de purge fluides contenant hydrocarbures - peu ou pas de gaz

Réseau ouvert Sump caisson liquides sans pression avec peu ou pas d'hydrocarbures

Réseau en pression Scrubber torche

hydrocarbures en pression - quantités gaz importanteshydrocarbures en pression - quantités gaz importantes

Autres

eaux pluvialeseaux pluviales

eaux processeaux process

Le réseau fermé reçoit les effluents huileux avec peu de gaz

purge manuelle des séparateurs

purge des lignes

purge gare racleurs

contrôle niveaux purge scrubber torche

Cuve de purge

capacité au moins égale volume liquideniveau bas de la plus grosse capacité

pompe reprise & contrôleur niveau

alarme & sécurité niveau haut arrêt production

respiration par évent avec arrête flammes

purge & trop plein sump caisson

40.Raclage :



Les paraffines deposées sont toujours mélangées aux sediments et à l’eau. Le nettoyage de ces pipes est donc « mécanique ».

La fonction du raclage est essentiellement destruction mécanique des dépôts de paraffines et autresdépôts s’étant déposés en point bas (pouvant occasionner des problèmes de corrosion)Cette solution est de loin le moyen d’élimination de paraffines et de dépots le plus utilisé. Le passage

de racleurs dans les pipes connaissent cependant quelques limitations :• Il est très dangereux de racler une ligne après une longue période sans nettoyage. La grande

majorité des bouchages répertoriés par les opérateurs se sont produits dans ces conditions.

La fréquence de raclage peut etre évaluée en fonction des résultats obtenus lors du précédent raclage(quantité de paraffines et de dépots après raclage)

41.Réchauffeur :

La chaleur est produite dans un "tube de Flamme".

C'est un tube en tôle roulée soudée, assemblé sous forme d'épingle (U). Une extrémité estéquipée du brûleur, l'autre de la cheminée.Le combustible le plus fréquemment utilisé est le gaz parce que souvent disponible à partir dela production. Les brûleurs à gaz sont généralement simples et utilisent le tirage naturel.Ils peuvent être équipés d'un arrête-flammes à l'aspiration d'air. Dans ce cas, l'allumage estélectrique (bobine, magnéto, piézo-électrique).La régulation de température est généralement assurée par une vanne thermostatiquemodulant le débit de gaz et actionnée par la dilatation d'un liquide renfermé dans un bulbe.Une veilleuse assure la permanence de la flamme.Les réchauffeurs modernes sont équipés de dispositifs de "sécurité de flamme" destinésà couper l'alimentation générale en gaz combustible (fuel-gas) si la flamme venait à être

soufflée. Plusieurs principes sont utilisés : cellules d'observation optique, sondebimétalique alimentant un solénoïde, sonde à dilatation différentielle.Les brûleurs à fuel sont beaucoup moins appréciés tant par leur coût d'exploitation que par leur complexité et la nécessité d'une alimentation électrique.Les réchauffeurs constituent un risque potentiel sur une installation. C'est leur inconvénientmajeur.

42.Injection (Eau / Gaz) :

L ’injection d ’eau ou de gaz permet de maintenir la pression dans le réservoir, et ainsid ’augmenter ce taux, mais aussi de consolider le réservoir par remplacement des volumes

prélevés.On parle alors de récupération assistée ou secondaire. L ’injection d ’eau en est le procédé le

plus utilisé, et produit environ 80% de l ’huile supplémentaire.

L ’injection d ’eau augmente la récupération de l ’huile par •Maintien de la pression



•Balayage de l ’huile en place

•Conduite des puits injecteurs – DébitsIl est important d ’éviter les variations brusques de débit dans les formations, particulièrementdans celles peu consolidées.

Après un arrêt de l ’injection, il est conseillé d ’effectuer des paliers de débit pour atteindre progressivement le débit nominal.

– Suivis en surface•Pression et débit d ’injection•Cumul du volume injecté•Pression annulaire•Contrôle d ’étanchéité des vannes –Suivi en fondCes contrôles nécessitent une opération du service puits (wire-line, coiled tubing ,…)•Contrôle top sédiment, très important dans des formations inconsolidées

•Logs d ’injectivité, cas de plusieurs niveaux•Contrôle calliper La maintenance du puits a pour objet de préserver les équipements de fond et la liaisoncouche-trou.L ’endommagement de cette dernière se traduit par une augmentation du ratio pression/débitd ’injection.Si le top sédiment indique un recouvrement des perforations, il convient d ’effectuer undessablage (coiled tubing ou snubbing)

43.Instrumentation (Boucle / Controleur / Vannes) :Rôle :Assurer des conditions de marche idéales en fonction des paramètres à obtenir (pression,niveau, débit, température).

Comment : Avec différents types d’appareils qui modulent, enregistrent, régulent, amplifient,etc.

Les actions : à l’origine, sans vannes automatiques, un opérateur humain, étai chargé, par exemple, de maintenir un niveau dans un ballon, puisqu’il ne pouvait avoir les yeux rivés sur le niveau à glace. On lui donnait pour tâche de ne pas dépasser certaines valeurs de niveauhaut, de niveau bas.

Il ouvrait la vanne de remplissage quand il considérait que le niveau était bas et la fermaitlorsqu’il considérait le niveau haut. On disait alors qu’il régulait le niveau en intégral.

Cela fonctionnait mais lentement. Et si, par exemple, on voulait réguler une température, les produits avaient le temps de refroidir ou se réchauffer.

On a donc amélioré le système prenant toujours l’exemple du niveau à maintenir à une valeur constante Point de consigne.



Notre vanne de régulation, n’étant plus opérée à la main, on lui a donné un fluide moteur a àir qui ouvre et ferme la vanne à une valeur définie entre un niveau haut et un niveau bas.

Ces valeurs se situent alors à +ou – 5% du point défini comme valeur de consigne. On régulele niveau en proportionnel (quantité de remplacement = quantité consommée).

Il existe maintenant un troisième type d’action qui est l’action dérivée permettant d’anticiper les écarts mesure/ consigne en conduite centralisée.

ROLE DE LA REGULATION

1. Assurer la stabilité des divers paramètres.

2. Maintenir la qualité du produit fabriqué en réduisant la main d’œuvre pour effectuer destâches plus rentables.

3. Assurer les conditions de sécurité en maintenant les paramètres à l’intérieur de la zone permise.

4. Eliminer l’erreur humaine.

LES PARAMETRES DE REGULATION

• La mesure ‘’M’’ = grandeur à régler

• La consigne ‘’C’’ = valeur de référence

• L’écart de régulation ‘’ Σ ‘’

Σ = M - C

Le régulateur va agir en fonction de cet écart, c’est à dire :

• Les grandeurs perturbatrices vont éloigner la grandeur à régler ‘’M’’ de la valeur deconsigne ‘’C’’.

• La régulation a pour but de maintenir la grandeur à régler ‘’M’’ égale à ‘’C’’ quelle quesoit l’influence des grandeurs perturbatrices.

La grandeur de réglage, c’est la grandeur sur laquelle on va agir pour amener la grandeur àrégler ‘’M’’ égale à la valeur de consigne‘’C’’, elle sera choisie parmi les grandeurs

perturbatrices qui aura le plus d’effet sur la grandeur à régler ‘’M’’LE TRANSMETTEUR

Il est constitué de deux appareils :

Le capteur : il élabore un déplacement ou une force qui est l’image de la mesure ‘’M’’(grandeur à régler), c’est à dire qu’il donne une information en fonction des variations de lamesure.



Le transmetteur : il traduit ou transforme ce déplacement ou cette force en un signal proportionnel à la mesure c’est à dire qu’il élabore un signal de mesure proportionnellementau déplacement du capteur, l’amplifie, puis le transmet.

Le transmetteur a également la double fonction d’amplificateur .

Amplificateur : il est nécessaire d’amplifier le débit et parfois la pression afin d’augmenter lavitesse de transfert des signaux. Le signal émis par le capteur étant faible, alors pour letransmettre sur une longue distance, les transmetteurs doivent à l’aide d’une source extérieurede puissance élaborer un signal rapide qui est cependant l’image de la mesure à la même

pression. Ces signaux peuvent être pneumatiques, électriques ou hydrauliques.

La vitesse des signaux pneumatiques est d’environ 100m/sec, ce qui est souvent suffisant.

L’air est parfois utilisé à une pression supérieure (2,4 bar à 2,8 bar) pour actionner un organede réglage nécessitant une puissance importante.

LES FLUIDES DE TRANSMISSION

• Pneumatique

L’air est généralement le plus utilisé pour des raisons économiques, on le comprime, lesèche et on le stocke à une pression d’environ 8 barg. Il n’est pas récupéré après sonutilisation, donc une conduite d’alimentation suffit.

Pour l’alimentation de certains servomoteurs il est parfois nécessaire d’amplifier la pression d’air moteur.

• Hydraulique

Le plus généralement utilisé est l’huile. Il est nécessaire de la récupérer pour deuxraisons : son coût et les risques de pollution qu’elle peut engendrer sans compter lesrisques d’incendie.

Les avantages sont : la vitesse des informations et des commandes sont plus grandes, ceciest dû à l’incompressibilité de l’huile. De plus la puissance disponible est importante pour actionner les servomoteurs.

• Electrique

Les systèmes de réglage électrique sont très souples et les vitesses de transfert des signauxsont très importantes.

Par contre les installations sont chères, et vue la faible puissance des signaux électriquesde commande, il est nécessaire de les convertir en hydraulique ou en pneumatique auniveau des servomoteurs.

• Mécanique



Par barres ou câbles, ce mode réglage est très peu utilisé à cause de l’imprécision et del’inertie des mécanismes.

44.Tuyauterie / Séries / Métalurgie :

TUYAUTERIES

Elles assurent la circulation des fluides, elles travaillent à des pressions diverses et elles sontgénératrices de pertes de charge .

Normes.

Standardisation.

En fonction des débits circulants et des pressions de service, le diamètre et l’épaisseur destuyauteries vont varier. Les normes utilisées étant d’origine américaine API (American PipeInstitute), le diamètre sera le plus souvent exprimé en « pouce / inche / ’’ » ; 1 pouce = 25.4

m/m.

L’épaisseur de la tuyauterie appelé (SCHEDULE) représente la différence entre le diamètreextérieur et le diamètre intérieur. Ce dernier est invariable quel que soit le schedule. Enfin,tous les accessoires de tuyauteries obéissent aux mêmes règles.

Identification.

Sur un plan isométrique ou P.I.D ( Piping Instrumentation Diagram), une tuyauterie estexprimée comme suit :

4’’ A.I 7 00G 150Diamètre Code Fluide N° d’unité N° de séquence Classe 150

de la ligne schedule

Si remplacement d’une tuyauterie, il y a obligatoirement une épreuve hydraulique (test de pression) à 1.5 fois la pression de service ( préssion nominale).

Classe de tuyauterieLes classes de tuyauteries sont déterminées en fonction de la nature des fluides (dangereux ounon, corrosifs ou non, inflammables ou non, chauds ou froids, ...), des conditions de calcul(pressions et températures maximales ou minimales de service) ainsi que des conditions de

propreté ou de pureté imposée par le procédé.Le repère classe comporte une lettre d’identification de la série suivie de deux chiffresindiciels indiquant le numéro d’ordre de la classe dans cette série.

Identification de la série :

Série

Correspondance en pression

Pression d’épreuve(bar)

Pression de service(bar)

B = pour 150 lbs 29,5 19,6

C = pour 300 lbs 76,4 50,9



D = pour 600 lbs 151,1 100,7

E = pour 900 lbs 225,9 150,6

F = pour 1500 lbs 375,3 250,2

G = pour 2500 lbs 625,6 417

J = pour 10000 lbs

Abréviations utiliséesRTJ Ring Type Joint (Face usinée pour joint annulaire)RF Raised Face (Face surélevée)FF Flat Flange (Bride plate)

45.Puits / Complétion :

Arrivée

gaz HP

Arrivée

gaz HP

ArrivéeArrivée

gaz HPgaz HP

Autres

puits

Autres

puits

AutresAutres

puitspuits

Séparateur

de test

Séparateur

de test

SéparateurSéparateur

de testde test

HuileHuileHuile

EauEauEauEau

Gaz BPGaz BPGaz BPGaz BP

Manifold

huile prod

Manifold

huile prod

Manifold

huile prod

TestTestTest

46.Drainage du réservoir / Fluide / Porosité :

Le gisementLe gisement est un volume de roche dont les pores contiennent des fluides. Lafraction de pore par volume de roche représente la porosité, qui peut être occupéepar des liquides et/ou du gaz. Ces pores sont plus ou moins interconnectées, ce quiintroduit la notion de perméabilité. La perméabilité est assimilable à une notion devitesse de déplacement du fluide dans la formation poreuse. On notera également lanotion de percolation qui est la capacité du fluide à traverser une zone poreuse.La pression de réservoir est produite et maintenue par différentes sources, suivant le

type de gisement.



Gas capDans ce cas, il n’y a pas d’alimentation extérieure au système. Seul le gaz qui estséparé de l’huile alimente la zone dite de "gas cap". Toutefois, cette alimentationn'est pas suffisante pour permettre un maintien de la pression du réservoir.L'écoulement est donc diphasique, la pression du réservoir chute dans le temps ainsique l'IP. La récupération totale est de l'ordre de 10 à 20 %.

Gas cap driveGas cap driveGas cap driveGas cap drive

Gaz dissousDans ce type de gisement, il y a séparation d'une partie de l'huile en gaz, qui une foislibéré alimente la zone en gas cap. Il y a donc au cours du temps un léger maintiende la pression réservoir.L'inconvénient majeur de ce type de gisement est le déplacement vers le bas del'interface huile / gaz jusqu'à atteindre les perforations..En somme, on notera qu'au cours du temps la pression statique diminue de mêmeque l'IP, le GOR augmente et la récupération finale attendue est de l'ordre de 20 à40%.

Dissolved gas driveDissolved gas driveDissolved gas driveDissolved gas drive

Réservoir à aquifère actif Appelé aussi "Artésien" ou "water drive", dans ce cas, l'eau est le moteur du maintien

de la pression réservoir. L'alimentation en eau provient d'une connexion avec deszones d'eau de formation.L'inconvénient majeur est ici une remontée de l'interface huile / eau jusqu'à atteindreles perforations.Dans ce cas de figure, on notera qu'au cours du temps il y a quasiment maintien depression, l'IP reste stable, le BSW augmente et la récupération finale est de l'ordrede 35 à 80%.



Water driveWater driveWater driveWater drive

L’effluent et le gisementLors de son passage dans la formation, l'effluent subit une perte de pressionproportionnelle au débit liquide. Cette perte de charge est autant d'énergie quiconditionne in fine l'éruptivité du puits. Voyons ci-après comment cette perte depression est définie

La liaison couche / trouL'exploitant est le garant de la bonne conduite du puits. Il doit s'informer auprès desspécialistes des caractéristiques du réservoir et en particulier des débits à ne pasdépasser, sous peine de détérioration rapide des possibilités de production.Venues de sableDans le cas d'une formation inconsolidée (sable) et d'un soutirage excessif, il estpossible d'entraîner du sable dans le tubing. Si la vitesse est insuffisante, ils'accumulera dans le fond. Ceci pourra être vérifié au wireline avec un gauge-cutter,et on pourra essayer de nettoyer avec un sand-bailer. Une solution radicale reste lelavage au coiled tubing.Si la vitesse est suffisante, le sable sera entraîné jusqu'à la surface, provoquant alors

les inconvénients suivants :• Erosion du tubing, des têtes de puits, des duses, des flowlines.

Ensablements des flowlines et des séparateurs

Coning de gaz.En cas de soutirage excessif, du gaz libre (en provenance de la zone de gas cap),peut être entraîné dans le tubing. Ce coning peut rendre éruptif un puits activé etpeut poser un problème de sécurité. Dans le cas d'un gas cap drive, cet effet est

généralement défavorable, car il utilise en excès le gaz qui est le moteur dugisement. Le coning de gaz apparaît lorsque le niveau de l'interface gaz/huiledescend presque au niveau des perforations. Il est dû à une viscosité du gazmoindre que celle des liquides.

Coning d'eau.

Le symétrique du coning gaz est le coning d'eau. Il se produit en général dans lesmêmes conditions, c'est à dire en fin de vie du champ et dans le cas d'un gisementde type aquifère actif. Il n'y a pas d'autre solution que de réduire la production de



manière à obtenir un BSW compatible vis-à-vis des installations. Cette pratiquepermet de produire normalement jusqu'à ce que le niveau de l'interface huile/eauatteigne les perforations de façon permanente, il ne reste plus alors qu'à perforer denouveau ou à changer de puits.

Consolidation Afin de prévenir de nombreux problèmes lors de la mise en production d'un puits, onpeut intervenir sur la liaison couche trou. Ainsi, suivant le type de roche réservoir,différents systèmes peuvent être mis en place :

• Le trou ouvert est utilisé pour les formations consolidées, avec peu ou pas derisque d'entraînement (exemple: calcaires).

• Le trou ouvert crépiné est utilisé en cas de formations moyennement consolidées

(exemple: grès).

• Le Gravel Pack s'applique au contraire en cas de formations inconsolidées, tel que

le sable. Les puits activés ont plus souvent des Gravel packs que les puits éruptifsafin de préserver la liaison couche trou d'une forte variation de pression lors desdémarrages (draw down important).

On notera que dans tous les cas de figure, une attention particulière sera portée par le producteur lors des démarrages afin d'éviter de fortes variations de pressionpouvant générer à terme une dégradation prématurée de la liaison couche trou.De même, lors du démarrage initial, suite à une mise en place d'un Gravel pack, onveillera particulièrement à démarrer le puits progressivement afin de compacter endouceur les nouveaux éléments de la liaison couche trou.

Trou ouvert Crépine Gravel pack



Perfossimples

Perfoscrépine

Perfos avecgravel pack



Les mêmes types de complétion existent en trou cuvelé (cased hole). Cescomplétions assurent une maintenance plus facile, et un meilleur maintien de laformation. Types de complétionsUne fois le puits foré et cuvelé, la partie nécessaire à la production est mise en

place, c'est la complétion. Là aussi, suivant les caractéristiques du puits il en existede nombreuses différentes.La complétion simple

La complétion simple correspond à la mise en production d'un seul niveau et estcomposée principalement d'un tubing central et d'un packer de séparation. Cetteconception est onéreuse, car l'architecture globale du puits n'est amortiefinancièrement que par une seule mise en production.

La complétion sélective

Que ce soit en complétion sélective ou en complétion double, le rendement financier vis-à-vis de l'architecture puits est plus favorable que pour une complétion simple.

Ceci est d'autant plus vrai que l'on s'oriente de plus en plus vers des forages en mer profonde et donc que l'on cherche à réduire le nombre de puits.



La complétion sélective se différentie de la complétion double par un mélange dansle tubing des effluents provenant de deux zones de production différentes.

La complétion double

Dans ce type de complétion, le mélange des deux effluents est rendu impossible(incompatibilité compositionnelle), et c'est pourquoi ils sont produits séparément. Lacontrainte majeure de ce type de complétion est l'encombrement important des deuxtubings (eux-mêmes de diamètres réduits), au sein du casing rendant alors difficiletoute intervention ou activation en gas lift.

47.Lubrification (Lub oil / Seal oil) :

1. Système de lubrification

Il sera mis en service à l’avance pour permettre le réchauffage du compresseur (palierset palier de butée).D’un autre côté à l’arrêt, on laissera la lubrification en service pour assurer lerefroidissement des paliers et de la butée.

2. Système d’huile d’étanchéité

Il sera mis en service à l’avance afin de procéder à l’inertage et à la mise en gaz du

compresseur.A l’arrêt du compresseur, ce circuit sera maintenu en service tant que l’inertage ducompresseur ne sera pas effectué (risque d’explosion) de plus il participe à l’évacuation de lachaleur résiduelle du compresseur (principalement du rotor).

48.Gas lift / Activation puits :

Principe :On réduit ainsi les pertes de charge hydrostatiques par injection de gaz à débit

contrôlé et continu le plus au fond du puits (allègement de la colonne de liquide).Avantages :



- flexibilité- investissement faible pour l’équipement du puits- adaptation sur puits déviés- possibilité de présence de sable- matériel réduit sur le puits en surface

- interventions légères sur les puits- possibilité de traitement- utilisation possible du gaz produit sur place

Inconvénients :- nécessité d’une source de gaz- problèmes de redémarrage (régimes transitoires)- importance des installations de surface (compresseurs GL)- sensibilité du procédé à la pression en tête de puits- délai de mise en place- limites d’activation par déplétion importante- gaz de formation corrosifs

- problèmes d’hydrates- adaptation du casing au gas lift- installation haute pression- rendement faible (10 à 30%)

Le gas lift en circuit ferméDans un circuit fermé, le gaz qui a servi au gas lift des puits, ainsi que le gaz natureldes puits sont récupérés en quasi-totalité à la sortie des séparateurs de production,recomprimés et réinjectés à nouveau dans le puits. Il y a quelques pertes en gazdues à la régulation de la pression du réseau aspiration compresseurs. Ces pertespeuvent être importantes et perturber le fonctionnement des compresseurs en cas deproduction instable des puits (heading,…).Le gas lift en circuit fermé constitue un système comprenant :

- le réservoir

- les puits

- les équipements de fond (vannes gas lift,..)

- les collectes

- les lignes d’alimentation en gaz d’injection

- les séparateurs

- les installations de traitement (éventuelles)

- la compression

- les équipements de surface (transmetteurs, comptages, duses,…)

L’équilibre du système est global : la production d’un puits à fort GOR servira àactiver un puits à faible GOR..D’une manière générale, une production maximale, une utilisation efficace du gaz, uncoût minimum de l’ensemble investissements initiaux / frais d’exploitation cumulés,résulteront d’un dimensionnement correct du système.Sauf pour les cas où des contraintes existent, lors du dimensionnement d’une

installation de compression de gas lift, la pression de refoulement pourra êtresélectionnée pour obtenir :



- une optimisation de la puissance de compression- une limitation plus ou moins avancée du matériel gas lift à mettre en place

dans les puits (mandrins gas lift)Schéma de gas lift en circuit fermé :

l’équipement gas lift de surfaceIl est constitué des divers capteurs et instruments de contrôle ainsi que de la vanne de réglagegas lift. Cette vanne peut être une simple duse fixe ou une duse réglable. Dans ce cas, ledébit de gaz injecté ne sera stable que si on est en débit critique (avec Pamont vanne > 2*Paval vanne). Si cette différence de pression est trop faible, on aura des variations de débitGL à la moindre fluctuation de pression du réseau GL.Pour s’affranchir de ce problème, la solution est d’utiliser une Flow Control Valve pilotée par le régulateur de débit d’injection de gaz vers le puits. En mode Monopuits (FCW), la FCV degas lift est pilotée par l’automate.Différents paramètres permettent de surveiller le comportement du puits, entre autres latempérature et la pression en tête tubing de production, la pression du casing, le débit de gaz

injecté dans le casing.

l’équipement gas lift de fondDescriptionDes mandrins gas lift vont être installés dans la complétion d’un puits candidat au gas lift.Leur côte aura été déterminée par le service Méthodes / puits en fonction des donnéesréservoir transmises par le service Gisement.Des vannes gas lift vont être installées dans ces mandrins. Leur rôle est de décharger

progressivement le puits à l’aide de la pression d’injection de gaz disponible pour atteindre la profondeur d’injection requise, soit le point d’injection final. La vanne située au pointd’injection final, généralement un orifice dont le diamètre aura été choisi pour injecter undébit de gaz optimisé, permettra de produire le puits au débit liquide désiré.

EquipementEquipementgasgaslift de surfacelift de surface

RéservoirRéservoir

CollectesCollectes

SéparateurSéparateur

HuileHuileCompresseursCompresseurs

RéseauRéseau

gaz liftgaz lift

PertesPertes

PuitsPuits

Equipement gasEquipement gaslift puitslift puits



Il existe deux types de vannes gas lift : les vannes « casing operated » et les vannes « tubingoperated ». Ces dernières sont surtout utilisées pour les complétions doubles et rarement pour des complétions normales.Types de vannes :

Principe de fonctionnement :Les vannes « casing operated » sont dites vannes de décharge car elles permettent d’atteindrel’orifice final d’injection. Chaque vanne est installée au wire line dans le logementd’un mandrin. L’étanchéité de la vanne avec le logement se fait par des garnituressupérieures et inférieures, la communication de la vanne avec le casing se faisantentre les garnitures. Les internes de la vannes sont constitués d’un soufflet souspression solidaire d’un clapet qui vient faire étanchéité sur un siège orifice lors de labaisse de pression casing. Le diamètre du siège orifice peut être choisi en fonction

du débit de gas lift requis. Un clapet situé en aval du siège orifice empêche toutretour du tubing vers le casing.Le soufflet communique, suivant les fabricants, avec une chambre supérieure (parfois par unorifice pour éviter les ouvertures / fermetures violentes du soufflet qui est dans ce cas remplide silicone). L’ensemble chambre – soufflet est pressurisé en atelier à l’azote à une pressionPsn telle que l’on ait une valeur Pif (Pression d’injection à la fermeture) à la cote de la vanneconsidérée (et donc à une température estimée). Cette valeur de Pif doit donc être associée àune valeur de température. Elle est souvent ramenée dans les conditions de surface ets’appelle alors Pifs.Il y a un décalage entre la valeur d’injection à l’ouverture Pio et à la fermeture d’une vannePif. Cela est dû au T.E.F. ( Tubing Effect Factor) qui représente, en pourcentage, la

participation de la pression tubing à l’ouverture de la vanne. Le TEF est le rapport de lasection de l’orifice sur la section du soufflet diminuée de la section de l’orifice.

Fonction

Type

Désignation

DémarrageDémarrage

déchargedécharge

Opérée parOpérée par

pressionpression

gaz injectégaz injecté

PPou "casingou "casing

operatedoperated""

InjectionInjection

continuecontinue

SimpleSimple

orificeorifice

OO

ou DKOou DKO

BouchageBouchage

mandrinmandrin

BouchonBouchon

DD

ouou dummydummy

MACCOMACCO

CAMCOCAMCO

CM1 - BK CM1 - BK

BK ou BK1BK ou BK1

DKODKO

DKO2DKO2

Codes fournisseursCodes fournisseurs



Les seuils de fermeture sont décalés d’une vanne de décharge à l’autre pour permettre letransfert de l’injection de gaz vers la vanne inférieure.

Principe de fonctionnement d’une vanne gas lift de décharge « casing operated »

Fluidedu

réservoir

InjectionInjectiondede gasgas HPHP

dans ledans lecasingcasing

OrificeOrificed'injectiond'injection

ClapetClapet

SouffletSouffletpressurisé àpressurisé à

l'azotel'azote



Phase de démarrage du puitsPhase de démarrage du puitsPressionPression

annulaireannulaire(bar)(bar)

QgiQgi 11

TempsTemps

QgiQgi 22

2020

QgiQgi DD

8080

5555

Début d' injectionDébut d' injectionà vanne 1à vanne 1

Vanne 1 ferméeVanne 1 ferméeinjection à vanne 2injection à vanne 2

Injection àInjection àl'orifice seull'orifice seul

Trend PTrend P tubingtubing

GAS-LIFTGAS-LIFT



49.Traitement des émulsions :

DéfinitionUne émulsion est une fine dispersion d'un liquide (l'eau) dans un autre liquide (l'huile)

Conditions de formation d'une émulsionPour qu'une émulsion puisse se former, deux conditions sont nécessaires :- les liquides ne doivent pas être miscibles (cas de l'huile et de l'eau),- l'ensemble doit subir une agitation suffisante (pour le brut, cette agitation se fait lors deson écoulement dans le gisement et les installations de fond et de surface).Pour qu'une émulsion soit stable, quelle que soit sa finesse, il est nécessaire que soit présentun "agent émulsifiant".Cet agent émulsifiant est une substance qui constitue un "film" autour des gouttelettes en

dispersion et qui s'oppose à la tendance naturelle qu'ont les gouttelettes à se réunir.Les agents émulsifiants sont souvent :- les asphaltes,- les résines,- les acides organiques,- les sels.Ces produits sont toujours présents dans les bruts. Il découle de ce qui précède que pour briser une émulsion, il faut :- neutraliser l'agent émulsifiant,- favoriser au maximum l'action de la gravité qui permettra à l'eau de se séparer de l'huile.

50.Détection Feu & Gaz :

Système conçu pour:Avertir et localiser le plus rapidement possible:• une fuite de gaz inflammable.• une fuite de gaz toxique ou un taux d’oxygène bas.• un début d’incendie.

Enclencher les systèmes de protection correspondants et configurer les installationsen position de sécurité.

Domaine d’application:

Toutes les zones d’un site sont concernées par ce système en fonction des risquespropres à chaque zone.Les risques dépendent du type des places à surveiller:a) Bureaux: il y a risque de feu dît conventionnels

b) Locaux techniques: le risque ici est surtout un feu d’origine électrique.c) Les unités de production: risques de feu, de fuite de gaz suivant le type de produitfabriquer.d) Les enceintes fermées: risque de feu, de gaz toxique, et de taux d’oxygène bas.



Tout le site est surveillé par le système Feu et gaz.

Détection Feu

Fonction de la détection feu.Enclenche les actions d’arrêt d’urgence et démarre automatiquement les équipements de luttecontre le feu.

Boucle fusibleLa fonte d’un bouchon (entre 79°C et 96°C) provoque la dépressurisation d’un circuit air instrument connecté à un PSLL

DETECTION GAZ

Installations concernéesEmplacements où un risque de fuite de gaz (toxique ou explosif) ou un manque d’oxygène estsusceptible de se produireGénéralement installée:- Dans des unités sans personnel pour déclencher les actions d’arrêt d’urgence.- Dans des unités avec personnel pour commander l’évacuation de ce dernier et les actionsd’arrêt d’urgence.

Détecteurs de gazLa plupart des détecteurs n’est pas spécifique à un gaz donné mais à un groupe de gaz.Les gaz toxiques nécessitent des détecteurs sensibles aux basses concentrations (ppm)Les gaz combustibles nécessitent des détecteurs à forte concentration (% de LIE)

Vannemanuelle

Bouchonfusible

FD PSLL

Alimentationair

FD

Panneau localOu / et

système F&G

S

circuiteau incendieAlimentation

air

XDV



51.Schéma / Connaissance des symboles :

DIFFERENTS TYPES DE PLANS :

Plans de situations : Il représente à plat le dimensionnement sur le sited’implantation, son orientation par rapport aux points cardinaux, le sens des ventsdominants ainsi que l’emplacement des différentes unités.

Plans d’implantations : Il présente à plat et en élévation, le dimensionnement etl’implantation des différents équipements tagués d’un groupe d’unités ou d’une unité.

Plans d’ensemble : Il fait apparaître un équipement, ses sous-équipements, sescomposants et sous-composants avec les numéros de tague correspondants.

P and I.D : (Piping and Instruments diagram )

Utilisé dans les process-men, il montre la totalité (petites unités) ou une partie destuyauteries et instruments affectés à une fonction de process. On y trouve quantitéd’informations tel que les diamètres tuyauterie, le code fluide, le numéro de ligne,d’où vient cette ligne, où va cette ligne.

Ainsi que la totalité de l’instrumentation avec une symbolisation décrivant sa fonction. On ytrouvera également dans une cartouche la description des équipements principaux, ainsi queles débits, pressions, températures, valeur des points de consigne, instruments, valeur detarage des soupapes.

Plans en coupe nomenclaturé (Fabricant).

C’est l’outil essentiel du mécanicien. Il représente une machine en coupe avec ses différentsensembles et composants, ainsi que les numéros de nomenclature du fabricant.

Le cartouche (plaque de baptême), nous donne le nom du fabricant, le type de machine, sonnuméro de série, permettant de passer commande de pièces de rechange.

Plans de jeu (Fabricant).

Ce plan nous montre la machine en coupe avec les symboles d’usinage des différentséléments tels qu’ils étaient à la construction. C’est l’ouvrage de référence pour connaître ledegré d’usure d’une machine.

Plans Isométrique

Il représente à l’échelle et en trois dimensions le cheminement d’une ou d’un ensemble de tuyauteries.



Les lettres codes Chaque type de fonction « process » possède sa lettre code selon une norme internationale :

A/ La mesure Physique :P = Pression

F = Flow (débit)

T = TempératureL = Level (niveau)Q = Quantity (comptage)S = Speed (vitesse)

B/ Fonction Instrument :E = Elément

R = Recorder (enregistreur)T = Transmitter C = Controler (régulateur)

I = Indicator A = Alarm

S = SecurityV = VanneH = Handle (manuelle)Z = PositionD = Differential

C/ Seuil L = Low (basse)Alarm LL = Low low (très basse)

H = HauteHH = Higth higth(Très haute)

Ainsi pour la fonction :

Vanne de régulation de pression, nous aurons : PCV (Pressure Controler Valve) +numéro d’ordre.

Régulation débit, nous aurons = FCV (Flow controler Valve).+ numéro d’ordre.

Pour une alarme de niveau haut, nous aurons : L.A.H (Level Alarm Hight) + numérod’ordre.

Pour une sécurité débit bas, nous aurons : FSL (Flow Safety Low) + numéro d’ordre

Explications et définitions de la symbolisation en usage chez les pétroliers

Rappel des normes.

A.S.T.M ( Américan Societe for Testing Matérials ).A.N.S.I ( Américan Normes Standart Institute ).A.P.I ( Américan Pétroléum Institute )I.SO ( Iinternatonal Standart Office )A.F.N.O.R ( Association Française pour la Normalisation ). La définition des

« normes » ce sont des règles dont on veut unifier l’emploi pour assurer l’ intercheangeabilité ( standardisation ).



Chaque fluide est identifié par deux lettres qui sont en général les initiales de son appellationanglaise.

Symbole Désignation française Désignation anglaise EtatAG gaz acide sour gas gaz

AM méthanol methanol liquideBC butane butane à préciser BV vapeur BP (4 bars) LP steam (4 bar) gazBW eau déminéralisée demineralized water liquideCD gaz carbonique(CO2) carbon dioxide(CO2) gazCG gaz à condensat condensate and gas feed diphasiqueCV condensat vapeur steam condensate liquideCW eau de réfrigération cooling water liquideDG gaz désulfuré desulfurized gas gazEC éthane éthane à préciser FG fuel gaz traité treated fuel gas gazFS torche flare system gazGC coupe essence gasoline cut liquideGH effluent huileux oily efflent diphasiqueGN azote nitrogen à préciser HC coupe pétrolière petroleum cut liquideHD drain hydrocarbures hydrocarbon drain liquideHS hydrogène sulfuré(H2S) hydrogen sulfide(H2S) gazHV vapeur HP (>40 bar) HP steam (>40 bar) gazHW eau incendie traitée treated fire-water liquideIA air instrument instrument gas gaz

LA amine (DEA) pauvre lean amine (DEA) liquideLC Mélange LPG LPG Mixture liquideLE amine sélective (MDEA) pauvre lean selective amine (MDEA) liquideLD diéthylène glycol (pauvre) lean diethylene glycol liquideLT triéthylène glycol (pauvre) lean triethylene glycol liquideMV vapeur MP (12-24 bar) MP steam (12-24 bar) gazNC condensat brut raw condensate liquideNG gaz naturel brut raw natural gas gazNH pétrole brut crude oil liquideNW eau de gisement oil-field water liquide

PC propane propane à préciser PW eau process process water liquideRG fuel gaz brut raw fuel gas gazSA air service supplying air gazSG gaz traité treated gas gazWD drain eaux polluées dirty water drain liquide



Ensembles de lettre ayant une signification particulière :

Abréviations Désignation anglaise Désignation françaisePB Push-Button Bouton Poussoir

RO R estriction Orifice Orifice de restrictionROV R emote O perated Valve Vanne « tout ou rien » commandée à

distance (pneumatique ou électrique)

RCV R emote operated Control Valve withmanuel loading

Vanne de régulation commandée àdistance pour une station manuelle

HCV Handwheel actuated Control Valve Vanne à contrôle manuel

SV ou EV Solenoide Valve Electro-Vanne

SW SWitch Commutateur

MOV Motor O perated Valve Vanne motorisée

SBDV Safety Blow Down Valve Vanne de décompression de sécurité

SCSSV Surface Controlled Subsurface SafetyValve (Wellhead)

Vanne de sécurité en fonds de puitscommandée de la surface

SSV Surface Safety Valve (Wellhead) Vanne de sécurité sur tête de puits

SDV Shunt Down Valve (Wellhead Vanne « tout ou rien » commandée àdistance (pneumatique ou électrique)avec fonction sécurité

BDV Blow Down Valve Vanne de décompression

ESD Emergency Shunt Down system Système d’arrêt d’urgence

ESDV Emergency Shunt Down Valve Vanne commandée par le systèmed’arrêt d’urgence

ROCV R emote O perated Choke Valve

F&G Fire and Gas system Système feu et gaz

52.Soupapes et disques d’éclatement :

DISQUE D’ECLATEMENT

A ne pas confondre avec une soupape de sûreté, il correspond plutôt à un dispositif de sûreté.L'ensemble du disque de rupture est normalement monté en sandwich entre deux brides.

Le disque de rupture est composé d'une mince plaque de métal convexe (bombée) au centre.

Si l'on regarde en amont, la partie convexe est divisée en quatre pointes par des amorces defissure pour contrôler la rupture en dirigeant chacune des pointes sur le couteau situé du côtéaval.

Une languette est attachée au disque de rupture par des points de soudure et on y trouve entreautres les indications suivantes :



• La pression de rupture• Le sens du montage (très important)

Si le disque de rupture éclate, le circuit protégé par ce dernier va se décomprimer. Il faut alors

isoler le circuit et procéder à son remplacement immédiat puis trouver la cause du problème

SOUPAPES DE SURETE

Rôle

Elles protègent les installations contre tout dépassement anormal de la pression de service.

Usagers

L'installation de soupapes de sûreté est obligatoire sur tout appareillage sous pression (ballon,turbine, compresseur, conduite, etc.)

Les soupapes doivent être contrôlées périodiquement au banc d'essai.

Une soupape de sûreté ne doit pas marteler lors de son ouverture. De par sa conception, unesoupape de sûreté ouvre soudainement et à pleine capacité, d'où le terme 'POP'. Elle crache lavapeur à l'air libre et les liquides ou gaz dangereux dans une ligne de décharge. Elle sereferme de la même façon sans marteler.

LES PRINCIPAUX TYPES DE SOUPAPES DE SURETÉ SONT:

La soupape à contrepoids

Le disque est maintenu appuyé sur son siège par un contrepoids dont la position est réglablesur le bras de levier. La pression à l'intérieur de l'équipement protégé par cette soupape exerceune force sous le disque de cette dernière et lorsque cette force (pression) surpasse le poidscumulatif du disque, de la tige, du levier et du contrepoids, la soupape s'ouvre, libérant l'excèsde pression.La soupape reste ouverte jusqu'à ce que le poids cumulatif du disque, de la tige, du levier etdu contrepoids surpasse la force agissant sous le disque, alors la soupape se ferme.



La soupape à ressort

Le disque est maintenu appuyé sur son siège par un ressort à tension réglable et cette soupapefonctionne sur le même principe que la soupape à contrepoids, à l'exception du contrepoidsremplacé par un ressort ajustable.

Le tarage peut être modifié en variant la tension du ressort. Lorsque la pression à l'intérieur del'équipement protégé par cette soupape exerce sous le disque de cette dernière une forcesupérieure à la tension du ressort, la soupape s'ouvre, libérant l'excès de pression. La soupapereste ouverte jusqu'à ce que la tension du ressort soit supérieure à la force agissant sous ledisque, alors la soupape se referme.

La soupape casse vide

Hormis les condenseurs sous vide, la majorité de nos équipements ne sont pas fabriqués pour opérer en dépression. Pour les protéger d'une éventuelle dépression ou du vide, on installe une

ou des soupapes casse vide (vacuum breaker).

Le mode de fonctionnement d'une soupape casse vide est l'inverse de celui d'une soupape desûreté. Elle s'ouvre vers l'intérieur de la capacité à protéger pour y laisser pénétrer l'air.

53.Zones dangereuses :

Zone dangereuse ou classée Espace avec risque de présence d’atmosphère explosive ou explosible

Atmosphère explosive Mélange avec l’air, de gaz, vapeurs, fibres ou poussières combustibles dans des

proportions telles qu’un échauffement ou une étincelle produit son explosion. Origine de l’étincelle

- mécanique (choc)- électrique (décharge d'un condensateur, coupure d'un circuit selfique)

Origine de l'échauffement- mécanique (frottement)- électrique (effet joule et courant de Foucault)

Atmosphère explosible

Atmosphère susceptible de devenir explosive (danger potentiel)

Limites d'explosivité ou d'inflammabilité

L'inflammation d'un produit dépend de sa concentration dans l'air. Elle peut se produiredans la fourchette de 2 limites - Limite Inférieure d'Explosivité (LIE)

Concentration (C) minimum de combustibles dans l'air en % pouvant provoquer l'inflammation

- Limite Supérieur d'Explosivité (LSE)Concentration (C) maximum de combustible dans l'air en % pouvant provoquer

l'inflammation- Si C < à LIE : pas de combustion par manque de gaz



- Si C > à LSE : pas de combustion par manque d'oxygèneFacteurs d'influence

- Pression

Si la pression augmente, en général, le risque a tendance à augmenter ( plus de gazdans un même volume)

et de ce fait la LIE diminue donc augmente la plage d'inflammabilité.- Température

Une augmentation de la température augmente la plaged'inflammabilité.

- Oxygène

Une augmentation de la teneur en O2 ne modifie pas la LIE d'un gaz,mais augmente considérablement sa LSE.Exemple: méthane (CH4) LSE / air = 15%

LSE / O2 = 61%

Limites d'inflammation ou d'auto- inflammation

Température minimum à laquelle un mélange combustible s'enflamme spontanément

Le triangle du feu

Conditions à réunir pour provoquer une explosion

Trois éléments sont nécessaires- L'oxygène de l'air

- Une substance inflammable (combustible) qui peut être

. Un gaz (méthane, acétylène...)

. Un liquide (essence, solvant...)

. Un solide (soufre, poussière de bois...)- Une source d'inflammation :

. Ayant une énergie suffisante (arc électrique, étincelle)

. Et/ou une élévation de température

OXYGENE / AIR

SUBSTANCES INFLAMMABLE

S (gaz, liquide,poussiéres)

SOURCE D'INFLAMMATI

ON (élévation de T°,

étincelle..)

EXPLOSI ON



Un mélange est composé des substances suivantes :- méthane- propane- butane- éthylène

Le danger est susceptible de se produire en fonctionnement normalQuelle est la classification de ce mélange selon les normes CENELEC, IEC et NEC?Quelles sont la TAI, la LIE et la LSE correspondantes?CARACTERISTIQUES DU MELANGE

Substance LIE/LSE T° auto-inflammation- méthane 5 / 15 535 °C- propane 2,2 / 10 450 °C- butane 1,8 / 8,4 287 °C- éthylène 2,7 / 36 450 °C

mites d'explosivité ou d'inflammabilité

EXPLOSI ON

PAS DE COMBUSTION (Manque d'oxygène)

PAS DE COMBUSTION (Manque de gaz)

ZONE DANGEREUSE

100%en vol

0%en vol

LSE

LIE



Substance GroupeLIE/LSE

(%)

Temp.

inflam

(°C)

Point

éclair

(°C)

Acétone IIA 2,6/13 465 -20

Méthane IIA 5/15 535 Gaz

Propane IIA 2,2/10 450 Gaz

Butane IIA 1,8/8,4 287 Gaz

Hexane IIA 1,2/7,4 223 -22

Octane IIA 1/6.5 206 13

Benzène

IIA 1,3/7,9 498 -11

Ammoniac IIA 15/28 650 Gaz

Monoxyde carbone IIA 12,5/74 605 Gaz

Ethylène IIB 2,7/36 450 Gaz

Hydrogène sulfuré IIB 4/44 260 Gaz

Acétylène IIC

2,5/81 305 Gaz

Hydrogène IIC

4/75 500 Gaz

Gazoline IIA 1,5/8 200 40

Diesel IIA 6/14 400 >55 & <120

Gaz naturel IIA3,8 to 6,5

/13 to 17300 Gaz

Conditions standards:

T = 15 °C

P = 1 bar abs

O 2 = 21 %



Index

1. Débit2. Pression3. Température4. densité

5. masse volumique6. Point de rosée / de bulle / Hydrates7. Pouvoir calorifique8. Viscosité9. Point éclair

10. Vibrations11. Corrosion / Oxydation

12. Teneur en oxygène13. Teneur en CO214. PH15. Teneur totale matière en suspension (MES)16. Bactéries17. Salinité18. Point d’écoulement

19. Teneur en sédiment BSW20. Tension vapeur REID (RVP)21. Indice de productivité (IP)22. Taux d’injectivité23. Rayonnement24. Radioactivité25. Mesures électriques (Ampères / Volts / Watts)

26. Hydrocarbures27. Séparation



28. Décantation29. Déhydratation glycol30. Chauffage / Combustion

31. Traitement des eaux d’injection32. Filtration33. Tour à vide34. Décharge et rejet35. Pompage (différents types de pompes)36. Déhydratation / dessalage37. Compression

38. Torchage39. Drains ouverts / fermés40. Raclage41. Réchauffeur 42. Injection gaz / eau43. Instrumentation (boucle / controleur / vannes)44. Tuyauterie / séries / métalurgie45. Puit / complétion46. Drainage du réservoir / fuide / porosité47. Lubrification (lub oil / seal oil)48. Gas lift / activation puit49. Traitement des emulsions50. Détection feu & gaz51. Schéma / connaissance des symboles52. Soupapes et disque d’éclatement

53. Zone dangereuse

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