Carnet de l'Operateur

Déshydratation au glycol

Gaz sec

Carnet de l’opérateur Glycol régénéré

1. Débit :

Pompe

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

Gaz 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 Glycol - Utilisé pour turbine (liquide) Régénération Eau Glycol hydraté glycol - 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 = BP 0°C mide HT . 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 vitesse P1-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’organe déprimogène (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 / M2 Le 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

La pression est l’équivalent d’un poids de molécules (solide ou liquide) ou le résultat de chocs dans le cas d’un gaz. Dans le cas d’un liquide, la pression s’exerce sur une surface d’appui .La pression s’exerce sur 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 tous les 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 ont tendance 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 la température 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 tête de sonde contient un convertisseur vers un signal normalisé 4-20 mA.

4. Densité : Densité d'un gaz La 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 Masse volumique air M air Mm = masse molaire du gaz M air = masse molaire de l'air Z gaz = facteur de compressibilité du gaz aux conditions standard (1 atm et 15°C)

Z air Z gaz

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

Sa masse molaire = 28.964 kg/kmol À la condition standard, la densité d'un gaz réel a pour expression Densité = 1… x Mn 28.97 M air

soit à basse pression d = Mn

29

Densité d'un liquide La densité d'un liquide est toujours définie par rapport à l'eau la 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 le volume qu'il occupe à la pression et à la température considérée. r =Mn V Mm : masse molaire moyenne du gaz en kg / kmol V : volume molaire du gaz en m3 / kmol r : masse volumique en kg / m3 Le volume V est déterminé par une équation d'état pour un gaz parfait V T P R

: : : :

V=RT P

soit RT

r =P.Mn

volume molaire en m3/ kmol température absolue en K pression absolue en Pa constante des gaz parfaits= 8314.5 m3 Pa / kmol . K

Remarque : Si ces relations conduisent à des résultats satisfaisants à basse pression (valeurs inférieures à 300 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 naturel r = 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 laquelle apparaît la première bulle de vapeur. Température de rosée d'un gaz que l'on refroidit à pression constante : température à laquelle 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 hydrates Les hydrates sont des structures cristallines qui peuvent se former lorsqu'on met des hydrocarbures 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 dureté du bloc d'hydrates est telle qu'aucun moyen mécanique normal de débouchage ne peut être mis en oeuvre. Conditions de formation des hydrates Il 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'un changement des conditions de pression ou de température Présence d'hydrocarbures légers Seuls les quatre premiers hydrocarbures (méthane, éthane, propane, butane) sont susceptibles de former des hydrates en présence d'eau liquide. A ce jour, on n'a jamais mis en évidence la formation d'hydrates de Pentane et d'homologues supérieurs. D'autres corps tels que le gaz carbonique 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 un gaz 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, la vitesse 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, tous les facteurs augmentant la turbulence. Le phénomène est auto-accéléré : le début de formation d'un bouchon d'hydrates augmente la perte de charge dans la conduite, donc créé une détente supplémentaire du gaz, ce qui a pour effet de le refroidir et donc d'entretenir et d'accélérer la formation des hydrates.

7.Pouvoir calorifique : C’est la quantité de chaleur contenue dans un 1 Kg de combustible solide ou liquide ou de 1Nm3 de gaz. • Pouvoir calorifique inférieur : C'est la quantité de chaleur, que dégage la combustion complète à pression constante (de 1.01325 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 la saturation 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 totalement condensée à 0 °C.

8.Viscosité : La viscosité est une grandeur physique qui mesure la résistance interne à l'écoulement d'un fluide, résistance due au frottement des molécules qui glissent l'une contre l'autre. La viscosité dynamique (ou absolue) m s'exprime en poises ou centipoises. La viscosité cinématique est le rapport de la viscosité dynamique à la masse volumique mesurée à la même température. Elle s'exprime en stokes (système d'unité C.G.S.) ou en centistokes : V= m m = cpo = g/cm.s r r = g/cm3 V = csto La 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 contente d'utiliser des viscosimètres empiriques (temps d'écoulement d'une quantité standard de produit à travers un orifice calibré) étalonnés. Nota : Les Allemands utilisent le viscosimètre ENGLER, les Anglais le REDWOOD, qui sont basés sur 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’une flamme. Cette température s’exprime en degré Celsius. Plus le point éclair (PE) est bas, plus l’hydrocarbure est dangereux car il sera facile d’enflammer ses vapeurs. Exemples de points éclair : Essence : -43°C Alcool à bruler : 11°C Brut Mandji : 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 prévention On 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 prévention reste 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 qui demande 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 les analyses. Son apparition est due aux entrées d'air dans les installations à basse pression. Il peut être corrosif 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 basses températures (neige carbonique). Le CO2 diminue le pouvoir calorifique du gaz naturel car il ne fournit pas de chaleur de combustion. 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 corrosion des équipements augmente rapidement.

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

15.Teneur totale de matières en suspension : –Détermination pondérale des MeS Consiste à mesurer le rapport du poids (environ 20mg) d ’un filtrat séché à l ’étuve (105°C) et débarrassé 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 IC L ’indice est le rapport des vitesses de filtration au cours du temps à travers un filtre calibré et avec une pression amont constante. Les caractéristiques du test sont adaptées à chaque type d ’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 où elles vont se développer et corroder la ligne. Traitement : Injection de bactéricide. Il est recommandé d’envoyer un racleur à disque ou à coupelles avant l’injection du bactéricide pour éliminer les dépots. La prolifération bactériennes génèrent également des mucus et gelées très colmatants dans la formation 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 niveau du 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 ne s'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 il redevient fluide s'appelle le point d'écoulement. Ce point d'écoulement est supérieur de quelques 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 la teneur 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 les réchauffeurs de brut.

21.Indice de productivité : L'IP est défini comme le rapport du débit liquide sur la différence de pression entre le gisement et le tubing (en face des perforations). Il est fortement lié à la perméabilité Qliq ( m 3 / j ) = IP( m 3 / j / b ) × ( Pres − PBHFP ) ( bar )

avec Pres : pression réservoir et PBHFP : bottom hole flowing pressure (pression de fond en débit) Cette formule est utilisable lorsque la pression du réservoir est supérieure à la pression de bulle de l'effluent dans les conditions de fond, c'est à dire lorsque l'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 qualité compatible 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 de nombreux 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 , il convient que l’eau injectée ne soit pas colmatante pour la liaison couche / trou et la formation et 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 au fluide. Ex : Le soleil réchauffe la terre sans que l’espace traversé ne subisse de réchauffement. Dans l’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) : •TENSION • •Pour qu ’il y ait courant électrique, il faut « pousser » les électrons en leur appliquant une force qui les déplacera. C ’est la FORCE ELECTROMOTRICE, ou DIFFERENCE DE POTENTIEL, ou plus couramment la TENSION. • •L ’unité de tension, désignée par la lettre U, est le VOLT (symbole V). Ex: on écrira U = 220V • •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 ’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 que sont le KILOWATT (KW= 1000W) et le MEGAWATT (MW= 106W)

GRANDEUR

DESIGNATION

UNITE

SYMBOLE

INTNSITE

I

Ampère

A

TENSION

U

Volt

V

RESISTANCE

R

Ohm

Ω

PUISSANCE

P

Watt

W

•La loi D ’Ohm •loi de base de l ’électricité: •I = U/R ou encore U = R.I •U= tension en Volts, I = Intensité en Ampères, R = résistance en Ohms • •cela signifie que pour un circuit d ’une résistance donnée, l ’intensité du courant qui le traverse est proportionnelle à la tension • •Si un réseau de tension fixe donnée on branche deux résistances , la plus faible absorbera plus de courant.

• • • • • • • • • • •

•

ANALOGIE AVEC L ’HYDRAULIQUE

•

HYDRAULIQUE

Chute de pression frottement sur les parois pour deux tuyaux, la résistance opposée au passage de l ’eau est fonction: de la qualité du matériau de la longueur de la section

• • • • • • •

on peut couper un débit d ’eau avec une vanne: avant la vanne la pression subsiste après la vanne la pression est nulle le débit est NUL avant et après la vanne Isolation: on place un calorifuge pour empêcher les déperditions de chaleur

• • • • •

ELECTRICITE

chute de tension frottement des électrons pour deux conducteurs, la résistance opposée au passage du courant dépend: du matériau (Cu, Al..) de la longueur de la section à section et longueurs égales, l ’aluminium est environ 1,6 fois plus résistant que le cuivre on peut couper le courant d ’une ligne au moyen d ’un interrupteur: avant l ’interrupteur, la tension subsiste après l ’interrupteur, la tension est nulle le courant est nul avant et après l ’inter. Isolation: on enrobe les conducteurs de matériaux isolants pour éviter les déperditions de courant

2. Principes fondamentaux 26.Hydrocarbures : Le groupe des hydrocarbures purs Il fournit tous les produits de valeurs commerciales plus ou moins élevées. (Gaz de consommation, propane, butane, carburants, naphtas pour la pétrochimie etc...). C'est pourquoi il est très important de connaître la composition précise des gisements avant son 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'hydrogène dont l'assemblage diffère entre eux en fonction des familles qui les classifient La famille des paraffines ou alcanes

Ce sont des hydrocarbures dits "saturés" car ils ne possèdent dans leur structure que des liaisons simples. Formule chimique : Cn H2n + 2 ( signifie que à chaque atome de carbone est associé 2n+2 atomes 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 sont nommés "légers" ou "light" en équivalent anglais. Les paraffines ayant un nombre d'atomes de carbone supérieur 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 condensats ou 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 carbone supérieur 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 de transport 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 de carbone. 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 qui résulte 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 ou cycles 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 pétrochimie qui fournit les produits de base de cette industrie : benzène et xylène mais aussi le toluène utilisé 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 des oléfines et dioléfines. Ce produit ne se trouve pas dans les pétroles bruts ou les gaz naturels car ces constituants sont instables dans le temps aux conditions de pression et température du gisement. Applications : Les oléfines sont utilisées pour la fabrication des matières plastiques et sont obtenues par le procédé dit de vapocraquage.

27.Séparation : Quand on met en production un gisement d'hydrocarbures, liquides ou gazeux, on recueille non 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 de fond, 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 au contraire 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 gaz qui soit le plus sec possible. Il est important de disposer d'un fluide huile ou gaz, qui dans les conditions de température et de 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 de stockage, dérèglent les mesures, nuisent au rendement des pompes et créent dans les réseaux de pipe-lines des pertes de charge parasites, importantes et imprévisibles. Les inconvénients sont du même ordre dans les lignes de transport du gaz. L'apparition des condensats qui survient 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 horizontal Très utilisés pour les puits à GOR élevé. Très bonne surface d ’échange. Ces séparateurs sont en général un diamètre plus petit que les séparateurs verticaux pour une même quantité de gaz et 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 fluide entrant, ceci particulièrement sur les puits d'huile. Il peut être centrifuge dans les ballons verticaux. Le diffuseur assure également une première séparation liquide/gaz. - La section de tranquillisation est souvent constituée de plaques parallèles pouvant ou non être 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 liquide entraînées, 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 de tranquillisation 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 de tranquillisation pour éviter le by-passage. - Les cloisons anti-vagues ont pour première fonction d'éviter la propagation des vagues à la surface du liquide ; elle sont donc particulièrement intéressantes pour des séparateurs de test montés sur engin flottant. A noter également que ces cloisons réduisent les longueurs de décantation 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 de l'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 tuyauteries et instruments de réglage contrôle et sécurité. Paramètres de fonctionnement les paramètres de séparation , pression et température, permettent de satisfaire à la spécification de tension de vapeur R.V.P et dans certains gas à la teneur en H²S. La pression La pression de séparation a été fixée par le procédé, c ’est un paramètre d ’optimisation de la récupération, 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 risques d ’entraînement de liquides. La température

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

Séparateur horizontal 3 phases

28.Décantation : Ségrégation gravitaire Il s'agit de la décantation naturelle où l'eau se sépare de l'huile sous l'effet des seules forces gravitaires. Le "moteur" de cette opération est la différence de densité existant entre les deux fluides.

29.Déhydratation Glycol: On peut aussi éviter la formation d'hydrates dans l'ouvrage en faisant en sorte qu'il n'y ait pas de 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 grande quantité.

Lorsqu'ils sont mis en contact avec un gaz naturel saturé en eau, ils absorbent la vapeur d'eau et 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 glycol est 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 est généralement suffisant pour les spécifications de contrat de vente de gaz commercial et biensur 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 ou totalement 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 équipements optionnels permettant d'obtenir des points de rosée eau plus faibles afin de répondre aux spécifications 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 glycol la 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 et systèmes d' injection de produits chimiques. Section absorption H.P Le gaz humide traverse un séparateur pour éliminer l'eau libre et les impuretés liquides et solides avant de pénétrer en partie basse de l'absorbeur. Ce gaz est alors considéré saturé en eau aux conditions de pression et température de ce séparateur. Dans la colonne, le gaz circule de bas en haut au travers d'un lit de garnissages ou bien à travers 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 la colonne en passant au travers d'un matelas filtrant (demis ter) dont le rôle est de limiter les entraînements de glycol. Le gaz des hydraté sortant de l'absorbeur est souvent utilisé dans un échangeur glycol/gaz afin d' 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 un échangeur 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 glycol dans 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 de garnissage ou de plateaux positionnés dans la colonne de distillation, à contre courant du glycol riche en eau. • le glycol reconcentré quitte le rebouilleur par un déversoir de trop plein vers un réservoir tampon. Une colonne de stripage au gaz sec est souvent utilisée entre le déversoir et le ballon tampon 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 • pompes Des 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 pompes volumétriques à débit réglable. Il passe au travers du échangeur gaz/glycol ou eau/glycol avant d'entrer au sommet de l'absorbeur pour un nouveau cycle. • filtration Des filtres sont utilisés pour éviter de déposer les particules solides entraînés par le glycol dans 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 réalisée avec un filtre à charbons actifs. On élimine ainsi des problèmes de moussage qui sont généralement provoqués par les hydrocarbures, inhibiteurs de corrosion, particules solides... • équipement neutralisateur de PH Un 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 des concentrations 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 pression atmosphérique.

Température du gaz dans l'absorbeur Le point de rosée qui peut être atteint en tête de l'absorbeur dépend de la pression partielle de l'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, et qu'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 à enlever. Le but ést d'obtenir une dilution raisonnable du glycol humide à régénérer (92 % limite à faible 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 on s'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 reconnaître ces 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 et garnitures 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 est recommandée. 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 corrosion des équipements augmente rapidement. Cette acidité résulte des deux points cités précédemment ainsi que de la présence de composants 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'injection de 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 souvent dans le glycol. Ces particules se déposent, lorsque l'accumulation est importante, dans les plateaux de l'absorbeur, les garnissages de la colonne de distillation, les conduites et sur les parois de chauffe. 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 condensats Les hydrocarbures liquides, résultant d'un entraînement avec le gaz entrant ou de la

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

glycol.

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 niveau du 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 : • vaporisation Une 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. • entraînements Les 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 dehors de 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 autres équipements sur conduites.

30.Chauffage / Combustion : Le but de la combustion : Est de convertir l’énergie chimique contenue dans un combustible en énergie thermique (calorifique) et de la céder à un fluide (liquide ou gaz) pour un four et en vapeur d’eau pour les chaudières. Théorie de la combustion La combustion (vive) est une réaction chimique rapide entre l’oxygène appelé comburant avec divers corps appelés combustibles. Cette réaction est toujours accompagnée d’un dégagement 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 de combustible 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 doit être complète. Tout le carbone et l’hydrogène doivent s’oxyder en CO 2 et H2O avec la bonne quantité 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 la zone 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 de combustion.

31.Traitement d’eau d’injection : La qualité de l ’eau injectée doit être compatible avec l ’eau et la roche de la formation, de manière à ne pas provoquer le colmatage de la liaison couche-trou et de la formation ellemême. Les différentes eaux disponibles (eau de mer, eau de nappe, eau de surface etc…) recevront donc 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

Chloration

Antifouling : fixation des organismes vivants. Aide à la filtration : Destruction mucus Organiques Floculation Bactéricide : Décontamination Filtration Elimination des matières en suspension Diminution du pouvoir colmatant Désoxygéna Elimination de l’oxygène dissous tion pour la protection anti corrosion des équipements Filtration de sécu rité Inhibition antic orros ion Lutte anti bact érien ne

Protection pompe HP et puits en cas d’incident sur la filtration principale Protection complémentaire des installations de surface et équipements de puits Stérilisation de l’eau pour éviter : Le colmatage de la formation La corrosion des équipements Le « souring » du gisement

Filtration

Relevage Chloration

ProcédésEquipements Electrochlorinateur

Filtres à précouches Filtres à cartouches Tour à vide Tour de stripping gaz Injection de réducteurs chimiques Cartouches jetables Injection d’un inhibiteur de corrosion compatible avec l’eau et les autres traitements Chloration Injection de batéricides Revêtement et anodes solubles

Désoxygénation

Filtration sécurité

Inhibition

Distribution

Bactéricide

Pompage HP

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/h Produit 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 paramètres suivants 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 contrôle doivent confirmer les mesures en ligne.

32.Filtration : –Filtre à pré-couche Le média filtrant est fait d ’un gâteau de matériaux granulaires déposés avant le cycle 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 suivi Le 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 de filtration. DP* initiale en début de cycle doit rester constante DP* augmente trop rapidement par: déficit de chloration défaut de nourrissage des filtres à pré-couche défaut de floculation (filtre à sable) évolution de l ’eau brute DP* diminue par défaut de tenue du filtre tombée partielle des pré-couches renardage (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 étage Ratio gaz/liquide du stripping

point de rosée HC du stripping anti-mousse •Filtration principale: DP* et Q par unité Nourrissage si pré-couches Floculant pour filtre à sable Indice de colmatage –Autres critères de suivi •Filtration

sécurité: DP* •Bactéricide: pompes doseuses kits de tests analyses en labo des dépôts •Corrosion: coupons corrosivité teneur en Fe •Inhibition: pompe doseuse corrosivité –Recommandation après arrêt Après un arrêt des installations de traitement, et à la reprise du débit, il y a une baisse transitoire de la qualité de l ’eau. Il convient d ’effectuer un rejet en mer de quelques minutes au niveau des puits injecteurs. Ce rejet représentera au moins le volume de la collecte, avec un débit 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 la tour

Teneur

en O2 en fond de tour: 100 ppb avec 2 étages. Vide fonction de la température Traces 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 produits associés aux effluents hydrocarbures se développe par obligation de respecter les normes internationales. Les problèmes sont liés principalement aux rejets de produits tiers non commercialisables: • rejet des eaux polluées par hydrocarbures ou produits chimiques Risque de pollution de la flore et de la faune

Le traitement des eaux de rejets polluées par les hydrocarbures évoluent par le fait des nouvelles législations internationales de plus en plus contraignantes. Les traitements font appel à de nouveaux types de procédé plus performants ( stripping à la vapeur et unités d'hydrocyclones ). • rejet des gaz à l'atmosphère Les rejets de gaz effectués de manière permanente ou accidentelle sont brûlés sur torchère ou mis simplement sur évent . Les torches et évents sont généralement placés en point haut de manière à diluer le rejet. Les systèmes de torche sont soumis à une réglementation stricte (D.N.V et A.P.I) ou à une législation 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 de l'huile produite (gaz fatal). L'optimisation des procédés associée à des solutions techniques de valorisation de produits tiers 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 ppm Ils 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 en suspension, 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 à sa 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 proportionnelle au 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 la conduite (C). Si la pompe n’est pas démarrée vanne fermée, le chemin suivi sera celui de la courbe rouge. On y observe que la puissance (produit débit x pression) demandée y est nettement plus grande, pendant un temps beaucoup plus long (le pic horizontal au démarrage est plus large), pour arriver finalement au même point d’équilibre. Lorsqu’on observe l’ampèremètre situé près du bouton-poussoir de démarrage, on peut y observer la même évolution. 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 au fluide non plus mécaniquement mais en chaleur : à débit nul, on ne lui laisse pas d’autre choix) 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 pompe sans créer de vide. On se rapporte à la courbe débit-NPSH : Le liquide est le plus souvent issu d’un ballon où il est en équilibre avec sa vapeur (à la température de bulle ), lorsque la perte de charge à l’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 de dysfonctionnement 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 de gaz 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: la disposition 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 le temps: les procédures et même le matériel devront être révisés ou changés quand leur usage s’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 en multipliant 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 ce même 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 une seconde 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 le débit pour la même hauteur. La première pompe démarrée refoule dans le réseau avec le débit Q1 et la hauteur P1, équilibrée par la résistance du réseau. La deuxième pompe démarrée augmente le débit dans le réseau jusqu’à Q2, équilibrant à la pression P2 la nouvelle résistance 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 pression d’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 débit additionnel marginal (courbe pointillée). Régulation d’une pompe

Assurer un niveau d’alimentation : Il est absolument nécessaire que la pompe soit alimentée en liquide, avec en plus une garde hydraulique minimale de façon à respecter le NPSH, ainsi que le temps de réponse de la régulation disposée. Ce premier type de régulation ne résout pas la 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 provoquant son arrêt par niveau bas, on dispose une recyclage du liquide vers l’aspiration. Une vanne automatique 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 approche dangereusement 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 soin qu’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 les ennuis mécaniques (garnitures, joints, lubrification, alignement,…) dont la plupart est la conséquence d’erreurs de conduite qui ont détérioré par des vibrations l’équilibre mécanique initial.

SURVEILLANCE ET ANOMALIES SUR LES POMPES CENTRIFUGES POINTS A CONTROLER

CIRCUIT

ANOMALIES

CAUSES POSSIBLES

PRODUIT

MOYENS D’ACTION SÉCURITÉ

PRESSION

•

Filtre encrassé

•

ASPIRATION

•

Pression basse capacité d’aspiration

•

Changement de pompe et nettoyage filtre aspiration Vérifier procédé

PRESSION

•

Désamorsage

•

Voir filtre aspiration

REFOULEMENT

•

Débit trop important

•

Vérifier procédé et circuit aval pompe

•

Débit trop faible

•

Vérifier procédé et circuit aval pompe

•

Cavitation

•

Voir rubrique incident cavitation

•

Pompage d’une vanne automatique sur le circuit aval de la pompe

•

Contrôler le circuit aval et les vannes automatiques

BASSE

BASSE PRESSION REFOULEMENT HAUTE PRESSION REFOULEMENT INSTABLE

SURVEILLANCE ET ANOMALIES

SUR LES POMPES CENTRIFUGES CIRCUIT

POINTS A CONTROLER

ANOMALIES

PRODUIT

CAUSES POSSIBLES

•

Changement dans viscosité du produit

MOYENS D’ACTION SÉCURITÉ la • •

Contrôler la température Augmenter la température si possible

•

Diminution de la vitesse de • la machine entraînante

Ajuster la vitesse

•

Fuites internes de la pompe • trop importantes (bagues d’étanchéité usées)

Faire appel à l’entretien

•

Pression dans le circuit de • refoulement trop élevée

Vérifier la bonne disposition du circuit (vannes ouvertes) (pertes de charge aux échangeurs)

DÉBIT FAIBLE

INCIDENTS

SUR LES POMPES CENTRIFUGES |

FAITS

| CAVITATION

|

CONSÉQUENCES

| BRUIT IMPORTANT >>>>>

VIBRATIONS PRESSION INSTABLE AU REFOULEMENT MANQUE DE DÉBIT

CAUSES

SOLUTIONS

VAPORISATION DU PRODUIT •

Produit trop chaud

•

Vérifier le procédé

•

Débit insuffisant à l’aspiration

•

Vérifier propreté du filtre (arrêt de la pompe)

•

Pression insuffisante à l’aspiration

•

Vérifier niveau dans la capacité d’aspiration

•

Débit excessif dans la pompe

•

Vérifier le procédé (régulation défectueuse)

(fuite)

ou

SURVEILLANCE ET ANOMALIES

SUR LES POMPES CENTIFUGES AMPERE METRES

POINT A CONTROLER

ANOMALIES

INTENSITÉ ÉLEVÉE

CAUSES POSSIBLES

MOYENS D’ACTION SÉCURITÉ

•

Débit de la pompe trop important

•

Réduire le débit

•

Freinage du rotor (paliers ou butée défectueux, corps étranger dans la pompe)

•

Faire appel l’entretien

à

Pompes volumétriques PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT Les pompes volumétriques procèdent par compartimentage volumétrique de liquide, en faisant 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 système mécanique 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. Le corps cylindrique contient en plus du piston un clapet à l’entrée et un autre à la sortie. Le système d’étanchéité se situe sur l’axe d’entraînement ou sur le plongeur. Dans le carter qui supporte le moteur d’entraînement on trouve le système d’ajustement composé d’une manivelle et d’une bielle.

FONCTIONNEMENT DES POMPES ALTERNATIVES

Les pompes à piston, appelées généralement pompes alternatives, sont des appareils dans lesquels un piston se déplace dans un cylindre et engendre un volume de liquide à chaque course. 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 clapet de 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 en compression, 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 est discontinu avec les pompes à simple effet. On arrive à un débit continu avec les pompes à double 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 de refoulement.

POMPE A PISTON (double effet) Le piston travaille sur les deux faces. Pendant qu’une face crée le refoulement, l’autre crée l’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 la chambre. 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 particules solides 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 la séparation 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 la tête 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. Elle n’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 double effet. Exemple de système d’entraînement: Un disque excentré est entraîné en rotation. En tournant, ce disque déplace alternativement deux ensembles montés sur les membranes maintenues 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. ANNEXE Amortisseur de pulsation (accumulateur) Pour éviter les à-coups de pression dus au débit à caractère pulsatoire, on place à la sortie du refoulement un amortisseur de pulsation. C’est un réservoir à demi rempli d’air ou d’azote avec une membrane, relié à la conduite de refoulement 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’est un 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. Au démarrage, 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 produits chimiques réactifs à injecter dans un fluide. Les pompes à engrenages, palettes et vis : Sont généralement utilisées pour le transfert de liquide visqueux ( fuel lourd, huile, brut). SURVEILLANCE ET ANOMALIES SUR LES POMPES VOLUMÉTRIQUES

POINT CONTROLER

ANOMALIES

FUITES

GARNITURES

A

CAUSES POSSIBLES

•

Jeu important entre tresses et tige du piston

MOYENS D’ACTION SÉCURITÉ •

Faire resserrer fouloir

•

Regarnir si nécessaire

le

•

Serrage exagéré des tresses

•

Faire desserrer fouloir

•

Manque de lubrification

•

Vérifier le système de lubrification, augmenter le débit si nécessaire

ECHAUFFEMENT

le

SURVEILLANCE ET ANOMALIES SUR LES POMPES VOLUMÉTRIQUES POINT CONTROLER

SOUPAPES AU REFOULEMENT

A

ANOMALIES

CAUSES POSSIBLES

•

LA SOUPAPE DÉCHARGE EN PERMANENCE •

POINT CONTROLER

Clapet de la coincée suite ouverture

soupape à une

•

Si la soupape décharge à l’égout ou au sol, arrêter la pompe

•

Prévenir l’entretien

AMPERE METRE

A

ANOMALIES

CAUSES POSSIBLES

• INTENSITÉ ÉLEVÉE

Soupape détarée

MOYENS D’ACTION SÉCURITÉ

•

MOYENS D’ACTION SÉCURITÉ

pompe

•

Réduire le débit

Viscosité du produit pompé élevée

•

Augmenter la température du produit Réduire le débit

Débit de important

la

•

I N C I D E N T S SUR LES POMPES VOLUMÉTRIQUES FAITS BRUIT ANORMAL >>>>> COGNEMENTS FONCTIONNEMENT SACCADÉ OUVERTURE DE LA SOUPAPE AU REFOULEMENT CONSÉQUENCES RISQUE DE DÉTÉRIORATION DE LA POMPE ARRET DE LA POMPE

CAUSES

•

•

Manque de produit à l’aspiration

Montée de pression au refoulement

SOLUTIONS •

Contrôler le niveau de la capacité d’aspiration, changer de capacité si le niveau est très bas

•

Contrôler le filtre à l’aspiration et le nettoyer

•

Contrôler l’ouverture de la vanne d’aspiration

•

Faire contrôler d’aspiration

•

Vérifier le circuit de refoulement (vanne fermée ou bouchage)

les

clapets

36.Déhydratation / Dessalage : Déshydratation / Dessalage Généralités La 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'émulsion toutes les fois que la séparation des deux liquides ne s'effectuera pas spontanément dans un temps raisonnable sous le seul effet de la gravité. Souvent, le brut contiendra à la fois de l'eau libre et de l'eau en émulsion. La coalescence électrique Les 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 un dipôle induit. En d'autres termes deux pôles électriques apparaissent sur la gouttelette qui concentrent 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 pôles opposés 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 un compresseur dans le cas d’un gaz. On se rend vite compte que l’effet d’un piston ou d’une centrifugation sera différent pour un gaz. Il est compressible, mais une partie de l’énergie dépensée pour le comprimer sera inévitablement transformée 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 température augmente). Il suffit de lire la puissance de refroidissement des échangeurs disposés dans l’unité de compression, de la comparer avec celle du compresseur, pour évaluer l’importance de cet effet. J’ai l’exemple d’un compresseur de propane de 16 MW équipé d’un refroidisseur de 6 MW : 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 une température supérieure à environ 180°C. Un refroidissement constant de la machine et du gaz est donc nécessaire.

C’est la température qui limite le nombre de roues d’un étage de compresseur centrifuge et le taux de compression d’un compresseur alternatif. Pour élever encore la pression, le gaz est nécessairement 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 centrifuge Courbes de fonctionnement

De même que la pompe centrifuge, le compresseur centrifuge a sa courbe de fonctionnement débit-pression de refoulement, ici en noir pour une vitesse de rotation donnée. La seconde courbe 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 est tracée 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 une certaine géométrie. Le gaz, à la différence d’un liquide, est compressible, et peut ne pas arriver dans le compresseur avec le débit voulu. Ce manque momentané accélère la machine par manque de charge, la pression s’élève au refoulement (vitesse accrue), alors qu’elle baisse à l’aspiration (gaz prélevé) et le gaz retombe à 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 à l’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 les tolérances 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 sera asservie 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 la sortie. 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 qui l’arrêtent. Sécurités « machine » Niveau bas huile température haute huile Pression basse huile Pression basse huile d’étanchéité Vitesse haute Vibrations Sécurités « process » Niveau haut scrubber aspiration Pression basse aspiration

Température haute refoulement On n’insistera jamais assez sur le soin que l’on doit apporter aux équipements annexes au compresseur :  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 le refroidissement 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 gaz du compresseur. A l’arrêt du compresseur, ce circuit sera maintenu en service tant que l’inertage du compresseur ne sera pas effectué (risque d’explosion) de plus il participe à l’évacuation de la chaleur résiduelle du compresseur (principalement du rotor). Avant démarrage • Ne pas oublier la mise en service du circuit de refroidissement du compresseur ainsi que 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 de sécurité). Vérifier que le système de régulation anti-pompage soit en service (vanne ouverte). Démarrage et arrêt • Cas des moteurs électriques Ces moteurs ne peuvent et ne doivent pas démarrer en charge, il doivent atteindre leur 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 nominale sans 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, de ce fait le compresseur devra débiter dès le départ. Pour cette raison la ligne de recyclage sera ouverte afin d’éviter le pompage. Lorsque le compresseur débitera dans le réseau, la régulation automatique refermera progressivement la vanne de recyclage. 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 passer rapidement. 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 de recyclage ouvrira automatiquement la vanne dès que le débit du compresseur sera inférieur 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. Ils emprisonnent tout d’abord un certain volume de gaz dans un cylindre ou une chambre de compression. Puis forcent ce gaz à occuper un volume plus restreint. Plus la réduction de volume 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 un mouvement de va et vient du piston dans le cylindre.

LES QUATRES PHASES DE LA COMPRESSION SONT : 1- Détente Le piston recule légèrement (à peine sensible). La pression dans le cylindre redescend jusqu’à la pression d’aspiration. 2- Aspiration Le piston recule. Lorsque la pression d’aspiration devient supérieure à la pression dans la chambre. (phase de détente) le clapet s’ouvre. Le clapet de refoulement est fermé sous l’action de la pression du collecteur. Le déplacement du piston se poursuit, le gaz pénètre dans le cylindre pendant toute sa course et le gaz occupe la totalité du volume. 3- Compression Le piston quitte le fond du cylindre (Point Mort Bas). La pression dans le cylindre devient supérieure 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, le clapet s’ouvre. 4- Refoulement La pression restant constante, le volume de gaz réduit est poussé dans le collecteur de refoulement. Lorsque le piston atteint le fond du cylindre (Point Mort Haut) le clapet de refoulement 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 le gaz et l’expulse vers la conduite de refoulement tandis que l’autre face aspire le gaz. Pendant la 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 à la 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 et les 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 de surface radiante pour que la chaleur se dissipe dans l’air. Pour la plupart des compresseurs à grande puissance, ce type de refroidissement est insuffisant.

Les cylindres et les culasses sont souvent munis de manchons où circule le liquide de refroidissement. Certains compresseurs alternatifs ont leurs garnitures refroidies à l’eau. Les compresseurs alternatifs qui ont des taux de compression élevés sont généralement multiétagés 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 mécanique des composants tels que : Clapets, segments, chemises, garnitures d’étanchéité ainsi que l’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 trop coûteuse. Dans les complexes où un système d’eau de refroidissement existe, l’eau sera utilisée comme liquide réfrigérant pour extraire la chaleur causée par les cycles de compression. Des échangeurs 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 bielle sur le vilebrequin) Une pompe attelée au moteur et une pompe auxiliaire sont utilisées et, en annexe, 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 à came relié au moteur alimente des injecteurs situés sur les points à graisser. La vitesse de l’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. Le dosage 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 vers les pompes. Un système de commande manuelle des pompes permet avant le démarrage de remplir 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 surtout dans 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 flammes Les évents sont équipés d’un pare-flamme pour éviter la propagation de la flamme vers l’intérieur d’un réservoir. Les pare-flammes sont constitués d’éléments alvéolaires (ou de cellules) 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 - 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 importantes  Autres eaux pluviales eaux 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 liquide niveau 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 autres dépôts 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 est équipée du brûleur, l'autre de la cheminée. Le combustible le plus fréquemment utilisé est le gaz parce que souvent disponible à partir de la 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 est électrique (bobine, magnéto, piézo-électrique). La régulation de température est généralement assurée par une vanne thermostatique modulant 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" destinés à couper l'alimentation générale en gaz combustible (fuel-gas) si la flamme venait à être soufflée. Plusieurs principes sont utilisés : cellules d'observation optique, sonde bimétalique 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 inconvénient majeur.

42.Injection (Eau / Gaz) : L ’injection d ’eau ou de gaz permet de maintenir la pression dans le réservoir, et ainsi d ’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 –Débits Il est important d ’éviter les variations brusques de débit dans les formations, particulièrement dans 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 fond Ces 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 liaison couche-trou. L ’endommagement de cette dernière se traduit par une augmentation du ratio pression/débit d ’injection. Si le top sédiment indique un recouvrement des perforations, il convient d ’effectuer un dessablage (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 niveau haut, de niveau bas. Il ouvrait la vanne de remplissage quand il considérait que le niveau était bas et la fermait lorsqu’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 régule le 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 des tâches 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 de consigne ‘’C’’.

•

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

La grandeur de réglage, c’est la grandeur sur laquelle on va agir pour amener la grandeur à régler ‘’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 la mesure.

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 proportionnellement au 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 la vitesse de transfert des signaux. Le signal émis par le capteur étant faible, alors pour le transmettre sur une longue distance, les transmetteurs doivent à l’aide d’une source extérieure de 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 organe de réglage nécessitant une puissance importante. LES FLUIDES DE TRANSMISSION •

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

•

Pour l’alimentation de certains servomoteurs pression d’air moteur. Hydraulique

il est parfois nécessaire d’amplifier la

Le plus généralement utilisé est l’huile. Il est nécessaire de la récupérer pour deux raisons : son coût et les risques de pollution qu’elle peut engendrer sans compter les risques d’incendie. Les avantages sont : la vitesse des informations et des commandes sont plus grandes, ceci est 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 signaux sont très importantes. Par contre les installations sont chères, et vue la faible puissance des signaux électriques de commande, il est nécessaire de les convertir en hydraulique ou en pneumatique au niveau des servomoteurs. •

Mécanique

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

44.Tuyauterie / Séries / Métalurgie : TUYAUTERIES Elles assurent la circulation des fluides, elles travaillent à des pressions diverses et elles sont génératrices de pertes de charge . Normes. Standardisation. En fonction des débits circulants et des pressions de service, le diamètre et l’épaisseur des tuyauteries vont varier. Les normes utilisées étant d’origine américaine API (American Pipe Institute), 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 diamètre extérieur 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 est exprimée comme suit : 4’’ A.I 7 00G 150 Diamètre 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 tuyauterie Les classes de tuyauteries sont déterminées en fonction de la nature des fluides (dangereux ou non, 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 chiffres indiciels indiquant le numéro d’ordre de la classe dans cette série. Identification de la 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

Série

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

45.Puits / Complétion : Manifold huile prod Test

Autres puits

{

Gaz BP

Séparateur de test Eau Huile

Arrivée gaz HP

46.Drainage du réservoir / Fluide / Porosité : Le gisement Le gisement est un volume de roche dont les pores contiennent des fluides. La fraction de pore par volume de roche représente la porosité, qui peut être occupée par des liquides et/ou du gaz. Ces pores sont plus ou moins interconnectées, ce qui introduit la notion de perméabilité. La perméabilité est assimilable à une notion de vitesse de déplacement du fluide dans la formation poreuse. On notera également la notion 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 cap Dans ce cas, il n’y a pas d’alimentation extérieure au système. Seul le gaz qui est séparé de l’huile alimente la zone dite de "gas cap". Toutefois, cette alimentation n'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 ainsi que l'IP. La récupération totale est de l'ordre de 10 à 20 %. Gas cap drive

Gaz dissous Dans ce type de gisement, il y a séparation d'une partie de l'huile en gaz, qui une fois libéré alimente la zone en gas cap. Il y a donc au cours du temps un léger maintien de la pression réservoir. L'inconvénient majeur de ce type de gisement est le déplacement vers le bas de l'interface huile / gaz jusqu'à atteindre les perforations.. En somme, on notera qu'au cours du temps la pression statique diminue de même que l'IP, le GOR augmente et la récupération finale attendue est de l'ordre de 20 à 40%. Dissolved 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 des zones d'eau de formation. L'inconvénient majeur est ici une remontée de l'interface huile / eau jusqu'à atteindre les perforations. Dans ce cas de figure, on notera qu'au cours du temps il y a quasiment maintien de pression, l'IP reste stable, le BSW augmente et la récupération finale est de l'ordre de 35 à 80%.

Water drive

L’effluent et le gisement Lors de son passage dans la formation, l'effluent subit une perte de pression proportionnelle au débit liquide. Cette perte de charge est autant d'énergie qui conditionne in fine l'éruptivité du puits. Voyons ci-après comment cette perte de pression est définie La liaison couche / trou L'exploitant est le garant de la bonne conduite du puits. Il doit s'informer auprès des spécialistes des caractéristiques du réservoir et en particulier des débits à ne pas dépasser, sous peine de détérioration rapide des possibilités de production. Venues de sable Dans le cas d'une formation inconsolidée (sable) et d'un soutirage excessif, il est possible d'entraîner du sable dans le tubing. Si la vitesse est insuffisante, il s'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 le lavage 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 et peut 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 du gisement. Le coning de gaz apparaît lorsque le niveau de l'interface gaz/huile descend presque au niveau des perforations. Il est dû à une viscosité du gaz moindre que celle des liquides.

Coning d'eau. Le symétrique du coning gaz est le coning d'eau. Il se produit en général dans les mêmes conditions, c'est à dire en fin de vie du champ et dans le cas d'un gisement de 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 pratique permet de produire normalement jusqu'à ce que le niveau de l'interface huile/eau atteigne les perforations de façon permanente, il ne reste plus alors qu'à perforer de nouveau ou à changer de puits.

Consolidation Afin de prévenir de nombreux problèmes lors de la mise en production d'un puits, on peut 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 de risque 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 éruptifs afin de préserver la liaison couche trou d'une forte variation de pression lors des démarrages (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 pression pouvant 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, on veillera particulièrement à démarrer le puits progressivement afin de compacter en douceur les nouveaux éléments de la liaison couche trou.

Trou ouvert

Crépine

Gravel pack

Perfos simples

Perfos crépine

Perfos avec gravel pack

Les mêmes types de complétion existent en trou cuvelé (cased hole). Ces complétions assurent une maintenance plus facile, et un meilleur maintien de la formation. Types de complétions Une 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 existe de nombreuses différentes. La complétion simple

La complétion simple correspond à la mise en production d'un seul niveau et est composée principalement d'un tubing central et d'un packer de séparation. Cette conception est onéreuse, car l'architecture globale du puits n'est amortie financièrement 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 dans le 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. La contrainte majeure de ce type de complétion est l'encombrement important des deux tubings (eux-mêmes de diamètres réduits), au sein du casing rendant alors difficile toute 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 (paliers et palier de butée). D’un autre côté à l’arrêt, on laissera la lubrification en service pour assurer le refroidissement 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 du compresseur ne sera pas effectué (risque d’explosion) de plus il participe à l’évacuation de la chaleur 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 fermé Dans un circuit fermé, le gaz qui a servi au gas lift des puits, ainsi que le gaz naturel des 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 gaz dues à la régulation de la pression du réseau aspiration compresseurs. Ces pertes peuvent être importantes et perturber le fonctionnement des compresseurs en cas de production 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 à activer un puits à faible GOR.. D’une manière générale, une production maximale, une utilisation efficace du gaz, un coût 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 être sélectionnée 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 : -

Réservoir Equipement gas lift puits Réseau

Puits

gaz lift

Collectes

Equipement gas lift desurface Séparateur Compresseurs

Pertes

Huile

l’équipement gas lift de surface Il est constitué des divers capteurs et instruments de contrôle ainsi que de la vanne de réglage gas lift. Cette vanne peut être une simple duse fixe ou une duse réglable. Dans ce cas, le débit 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 débit GL 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 de gas lift est pilotée par l’automate. Différents paramètres permettent de surveiller le comportement du puits, entre autres la température 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 fond Description Des 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 données réservoir 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 point d’injection final, généralement un orifice dont le diamètre aura été choisi pour injecter un débit de gaz optimisé, permettra de produire le puits au débit liquide désiré.

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

Fonction

Démarrage décharge

Injection continue

Bouchage mandrin

Type

Opérée par pression gaz injecté

Simple orifice

Bouchon

O

D

Désignation

P ou "casing operated"

ou DKO

ou dummy

Codes fournisseurs MACCO

CM1 - BK

DKO

CAMCO

BK ou BK1

DKO2

Principe de fonctionnement : Les vannes « casing operated » sont dites vannes de décharge car elles permettent d’atteindre l’orifice final d’injection. Chaque vanne est installée au wire line dans le logement d’un mandrin. L’étanchéité de la vanne avec le logement se fait par des garnitures supérieures et inférieures, la communication de la vanne avec le casing se faisant entre les garnitures. Les internes de la vannes sont constitués d’un soufflet sous pression solidaire d’un clapet qui vient faire étanchéité sur un siège orifice lors de la baisse 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 tout retour du tubing vers le casing. Le soufflet communique, suivant les fabricants, avec une chambre supérieure (parfois par un orifice pour éviter les ouvertures / fermetures violentes du soufflet qui est dans ce cas rempli de silicone). L’ensemble chambre – soufflet est pressurisé en atelier à l’azote à une pression Psn telle que l’on ait une valeur Pif (Pression d’injection à la fermeture) à la cote de la vanne considérée (et donc à une température estimée). Cette valeur de Pif doit donc être associée à une valeur de température. Elle est souvent ramenée dans les conditions de surface et s’appelle alors Pifs. Il y a un décalage entre la valeur d’injection à l’ouverture Pio et à la fermeture d’une vanne Pif. 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 la section de l’orifice sur la section du soufflet diminuée de la section de l’orifice.

Les seuils de fermeture sont décalés d’une vanne de décharge à l’autre pour permettre le transfert de l’injection de gaz vers la vanne inférieure. Injection de gas HP dans le casing

Soufflet pressurisé à l'azote

Orifice d'injection Clapet

Fluide du réservoir

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

GAS-LIFT

Pression annulaire (bar)

Phase de démarrage du puits Début d' injection à vanne 1

80

Vanne 1 fermée injection à vanne 2

55

Injection à l'orifice seul

20

Trend P tubing Qgi 1

Qgi 2

Qgi D

Temps

49.Traitement des émulsions : Définition Une émulsion est une fine dispersion d'un liquide (l'eau) dans un autre liquide (l'huile) Conditions de formation d'une émulsion Pour 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 de son 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 présent un "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 installations en position de sécurité. Domaine d’application: Toutes les zones d’un site sont concernées par ce système en fonction des risques propres 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 produit fabriquer. 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 lutte contre le feu. Boucle fusible La fonte d’un bouchon (entre 79°C et 96°C) provoque la dépressurisation d’un circuit air instrument connecté à un PSLL Panneau local Ou / et système F&G

Bouchon fusible FD

FD

PSLL

Alimentation air

S

Vanne manuelle

circuit eau incendie

Alimentation air XDV

DETECTION GAZ Installations concernées Emplacements où un risque de fuite de gaz (toxique ou explosif) ou un manque d’oxygène est susceptible de se produire Généralement 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 actions d’arrêt d’urgence. Détecteurs de gaz La 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)

51.Schéma / Connaissance des symboles : DIFFERENTS TYPES DE PLANS : Plans de situations : Il représente à plat le dimensionnement sur le site d’implantation, son orientation par rapport aux points cardinaux, le sens des vents dominants ainsi que l’emplacement des différentes unités. Plans d’implantations : Il présente à plat et en élévation, le dimensionnement et l’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, ses composants 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 des tuyauteries et instruments affectés à une fonction de process. On y trouve quantité d’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 y trouvera également dans une cartouche la description des équipements principaux, ainsi que les débits, pressions, températures, valeur des points de consigne, instruments, valeur de tarage des soupapes.

Plans en coupe nomenclaturé (Fabricant). C’est l’outil essentiel du mécanicien. Il représente une machine en coupe avec ses différents ensembles 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, son numéro 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 différents éléments tels qu’ils étaient à la construction. C’est l’ouvrage de référence pour connaître le degré 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 = Température L = 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 = Security V = Vanne H = Handle (manuelle) Z = Position D = Differential C/ Seuil Alarm

L = Low (basse) LL = Low low (très basse) H = Haute HH = 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) + numéro d’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 appellation anglaise. Symbole AG AM BC BV BW CD CG CV CW DG EC FG FS GC GH GN HC HD HS HV HW IA LA LC LE LD LT MV NC NG NH NW PC PW RG SA SG WD

Désignation française gaz acide méthanol butane vapeur BP (4 bars) eau déminéralisée gaz carbonique(CO2) gaz à condensat condensat vapeur eau de réfrigération gaz désulfuré éthane fuel gaz traité torche coupe essence effluent huileux azote coupe pétrolière drain hydrocarbures hydrogène sulfuré(H2S) vapeur HP (>40 bar) eau incendie traitée air instrument amine (DEA) pauvre Mélange LPG amine sélective (MDEA) pauvre diéthylène glycol (pauvre) triéthylène glycol (pauvre) vapeur MP (12-24 bar) condensat brut gaz naturel brut pétrole brut eau de gisement propane eau process fuel gaz brut air service gaz traité drain eaux polluées

Désignation anglaise sour gas methanol butane LP steam (4 bar) demineralized water carbon dioxide(CO2) condensate and gas feed steam condensate cooling water desulfurized gas éthane treated fuel gas flare system gasoline cut oily efflent nitrogen petroleum cut hydrocarbon drain hydrogen sulfide(H2S) HP steam (>40 bar) treated fire-water instrument gas lean amine (DEA) LPG Mixture lean selective amine (MDEA)

lean diethylene glycol lean triethylene glycol MP steam (12-24 bar) raw condensate raw natural gas crude oil oil-field water propane process water raw fuel gas supplying air treated gas dirty water drain

Etat gaz liquide à préciser gaz liquide gaz diphasique liquide liquide gaz à préciser gaz gaz liquide diphasique à préciser liquide liquide gaz gaz liquide gaz liquide liquide liquide liquide liquide gaz liquide gaz liquide liquide à préciser liquide gaz gaz gaz liquide

Ensembles de lettre ayant une signification particulière : Abréviations

Désignation anglaise

Désignation française

PB

Push-Button

Bouton Poussoir

RO

Restriction Orifice

Orifice de restriction

ROV

Remote Operated Valve

Vanne « tout ou rien » commandée à distance (pneumatique ou électrique)

RCV

Remote operated Control Valve with manuel loading

Vanne de régulation commandée à distance pour une station manuelle

HCV

Handwheel actuated Control Valve

Vanne à contrôle manuel

Solenoide Valve

Electro-Vanne

SWitch

Commutateur

MOV

Motor Operated Valve

Vanne motorisée

SBDV

Safety Blow Down Valve

Vanne de décompression de sécurité

SCSSV

Surface Controlled Subsurface Safety Vanne de sécurité en fonds de puits Valve (Wellhead) commandée de la surface

SV ou EV SW

SSV

Surface Safety Valve (Wellhead)

Vanne de sécurité sur tête de puits

SDV

Shunt Down Valve (Wellhead

Vanne « tout ou rien » commandée à distance (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 système d’arrêt d’urgence

ROCV

Remote Operated 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 de fissure pour contrôler la rupture en dirigeant chacune des pointes sur le couteau situé du côté aval. Une languette est attachée au disque de rupture par des points de soudure et on y trouve entre autres 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, une soupape de sûreté ouvre soudainement et à pleine capacité, d'où le terme 'POP'. Elle crache la vapeur à l'air libre et les liquides ou gaz dangereux dans une ligne de décharge. Elle se referme 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 réglable sur le bras de levier. La pression à l'intérieur de l'équipement protégé par cette soupape exerce une force sous le disque de cette dernière et lorsque cette force (pression) surpasse le poids cumulatif du disque, de la tige, du levier et du contrepoids, la soupape s'ouvre, libérant l'excès de pression. La soupape reste ouverte jusqu'à ce que le poids cumulatif du disque, de la tige, du levier et du 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 soupape fonctionne sur le même principe que la soupape à contrepoids, à l'exception du contrepoids remplacé par un ressort ajustable. Le tarage peut être modifié en variant la tension du ressort. Lorsque la pression à l'intérieur de l'équipement protégé par cette soupape exerce sous le disque de cette dernière une force supérieure à la tension du ressort, la soupape s'ouvre, libérant l'excès de pression. La soupape reste ouverte jusqu'à ce que la tension du ressort soit supérieure à la force agissant sous le disque, 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 de sûreté. 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 produire dans 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'oxygène Facteurs d'influence - Pression Si la pression augmente, en général, le risque a tendance à augmenter ( plus de gaz dans un même volume) et de ce fait la LIE diminue donc augmente la plage d'inflammabilité. - Température Une augmentation de la température augmente la plage d'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 OXYGENE /source AIR d'inflammation : . Ayant une énergie suffisante (arc électrique, étincelle) . Et/ou une élévation de température

EXPLOSI ON SUBSTANCES SOURCE INFLAMMABLE D'INFLAMMATI S ON (gaz, liquide, (élévation de T°, poussiéres) étincelle..)

Limites d'explosivité ou d'inflammabilité 100% en vol

PAS DE COMBUSTION (Manque d'oxygène) LSE

EXPLOSI ON

ZONE DANGEREUSE LIE

PAS DE COMBUSTION

Un mélange est composé des substances suivantesde : gaz) (Manque - méthane 0% - propane en vol - butane - éthylène Le danger est susceptible de se produire en fonctionnement normal Quelle 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

2,6/13

Temp. inflam (°C ) 465

Point éclair (°C ) -20

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

Benzèn e Ammoniac

IIA

1,3/7,9

498

-11

IIA

15/28

650

Gaz

Monoxyde carbone

IIA

12,5/74

605

Gaz

IIB

2,7/36

450

Gaz

IIB

4/44

260

Gaz

II C II C

2,5/81

305

Gaz

4/75

500

Gaz

Gazoline

IIA

1,5/8

200

40

Diesel

IIA

6/14

400

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