Remerciez-le!

Remerciez @Admin pour avoir partagé cet document gratuitement, de la manière la plus simple, en partageant sur les réseaux sociaux.

1 REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE SONATRACH DP HASSi R’MEl En c

1 REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE SONATRACH DP HASSi R’MEl En collaboration avec UNiVERSiTé MOHAMED bOUDiAF D’oran usto Faculté du Génie Electrique DéPARTEMENT D’AUTOMATiQUE Rapport de Stage « septembre 2010 » Service Automatisme. Présenté par : Achache bouhadjar hakim Encadreur: Mr BENKOUIDER Lakhdhar 2 Remerciement Avant tout développement sur cette expérience professionnelle, il apparaît opportun de commencer ce rapport de stage par des remerciements, à ceux qui m’ont beaucoup appris au cours de ce stage, et même à ceux qui ont eu la gentillesse de faire de ce stage un moment très profitable. Aussi, je remercie Mr BENKOUIDER Lakhdhar, aussi bien que Mr BEN YOUCEF Djebar et LAKROUT Abdekader , qui m’ont formé et accompagné tout au long de cette expérience professionnelle avec beaucoup de patience et de pédagogie. Enfin, je remercie l’ensemble des cadres de service de maintenance automatique pour les conseils qu’ils ont pu me prodiguer au cours de ce stage, ainsi que tous les employés du SONATRACH sans oublier tout les cadre et les agents du centre de formation du SONATRACH de Hassi R’mel . 3 INTRODUCTION L’Algérie compte un potentiel d’hydrocarbures d’une importance capitale dans sa région Saharienne et ceci en matière de GAZ et de PETROLE. Juste après la nationalisation des hydrocarbures, l’initiative de l’extraction ainsi que l’exploitation de ces richesses ont été entreprises par SONATRACH et par d’autres sociétés étrangères en collaboration avec celle-ci. L’extraction des hydrocarbures, étant complexe, est assurée par des installations et des dispositifs qui évoluent d’une manière synchrone avec l’évolution de la technologie afin d’optimiser le temps et le coût des opérations. A nos jours, la technologie met en oeuvre des techniques sans cesse croissantes pour gérer la production et réduire considérablement les facteurs de risques liés à la nature des hydrocarbures. L’exploitation des installations de traitement de gaz permet la production de grandes quantités d’hydrocarbures dont une partie est transformée en d’autres formes d’énergie telle que l’électricité. Parmi les plus importants gisements que compte le Sud du pays, le champ de HASSI R’MEL. J’ai eu l’occasion de visiter HASSI R’MEL dans le cadre de mon stage que je propose d’illustrer à travers ce rapport. 4 CHAPITRE I GENERALITES 5 Description de l’organisme d’accueil I.1 Présentation de HASSI R’MEL I.1.1 Situation géographique HASSI R’MEL porte du désert, se trouve à 525 Km au sud d’Alger. Dans cette région relativement plate du Sahara septentrional l’altitude moyenne est d’environ 750m. Le paysage, vaste plateau rocailleux ,est parsemé de « daïas » petites dépression dans lesquelles s’est accumulé un peu de terre et ou pousse un végétation composée essentiellement de buissons ,mais aussi d’arbres (pistachiers sauvages) le climat est caractérise par pluviométrie faible (140mm par an) et une humidité moyenne de19% en été et 34% en hiver, les amplitudes thermique sont importantes et les températures varient entre –5°c en hiver et +45°c en été .les vents dominants sont de direction nord- ouest. I.1.2 Historique 1951 : première compagne géophysique intéressant la région. 1952 : le forage du premier puits d’exploration à quelques kilomètre de BERRIANE, mit en évidence la présence d’un trias gréseux qui présentait toutes les caractéristiques d’un réservoir recouvert d’un trias salifère pouvant jouer le rôle de couverture . 1956 : sondage de HR1 à une dizaine de kilomètres à l’est du point d’eau de HASSI R’MEL. La profondeur de 2132 m fut atteinte et révéla la présence d’un réservoir de gaz humide sous une forte pression. Le puits HR1 venait d’être implanté sur le sommet de l’anticlinal, hypothèse vérifiée par la sismique de la même période. Les forages qui suivirent confirmèrent l’existence d’un important anticlinal et permirent d’étudier avec plus de précision les niveaux géographiques ainsi que les caractéristiques de l’effluent. 1957-1960 : furent forés HR2-HR3-HR4-HR5-HR6-HR7-HR8 et HR9, le gisement de HR a commencé à produire en 1961 le réservoir de HR présente une forme elliptique orienté sud ouest /nord est. Il s’étend sur une superficie d’environ 3500km2. Les réserves prouvées en place sont évaluées à plus de 2800 milliards de m3. I.1.3 Développement 1961-1969 : mis en service des anciennes unités du module «0 » avec une capacité de traitement de gaz sec de 107 milliards de m3 par an. 1971 : 24 février 1971, nationalisation historique des hydrocarbures. 1971-1974 : la capacité de production de cette unité a été portée à 4 milliard de m3/an de gaz sec par l’apport de la mise en service de nouvelles installations. Cependant, cette extension n’est qu’une étape d’un vaste plan de développement du gaz naturel, en effet, en tant que source privilégiée d’énergie 6 domestique et industrielle de matière première pour l’industrie pétrochimique, le gaz naturel a pris une place prépondérante dans la politique énergétique de l’entreprise. La caractéristique de l’effluent et l’homogénéité du réservoir ont conduit au choix d’un modèle de développement relativement simple .il s’agit d’un schéma d’exploitation alterné comportant trois zones de production (nord, centre et sud) entre les quelles ont été intercalées deux zones de réinjection (nord et sud). Cette philosophie de développement a permis d’atteindre les objectives suivant :  Augmentation de la capacité de traitement de 14 à 94 milliard de m3 par an de gaz.  Maximisation de la récupération des hydrocarbures liquides tels que le condensât (gaz liquéfie par refroidissement ou par compression) et le GPL (gaz de pétrole liquéfie) par un cyclage partiel du gaz.  1978-1980 : la réalisation de cet objectifs a nécessité la mise en place de :  Quatre usines de traitement de gaz dont la capacité nominale unitaire est de 20 milliards de m3 par an de gaz sec (module 1, 2, 3 et 4).  Deux stations de réinjection de gaz dont la capacité nominale unitaires est de 30 milliards de m3 par an de gaz sec (station nord et sud).  D’un centre de stockage et de transfert de condensât et de GPL (CSTF). I.1.4 La réinjection du gaz sec a HR En déplétion naturelle, la récupération des hydrocarbures liquides est limitée par suite de la condensation au niveau du réservoir. Le recyclage partiel retenu pour le gisement de HASSI R’MEL permet :  Le maintien de la pression.  De maximiser l’extraction des hydrocarbures liquides en balayant le gaz humide. La récupération supplémentaire visée est de l’ordre de 20% par rapport à celle obtenue par délétion naturelle.  De produire un potentiel optimal en condensât et en GPL sans avoir recours au torchage des gaz excédentaires, d’ou une meilleure flexibilité d’exploitation des unités de traitement de gaz. 7 Direction Régionale HASSI R’MEL Assistance Secrétariat Direction Engineeri ng Direction Exploitation Direction Maintenanc e Direction technique Direction logistiqu e Directin Oued Noumer Division Informatique Division Ressources Humaines Et moyens Division Approvisionneme nt Division Finances Et comptabilit é Division Sécurité I.2 Organigramme de l’organisme d’accueil I.2.1 Organigramme de la direction régional HASSI R’MEL 8 Direction Maintenance Service Ordonnancement Secrétariat Département Maintenance Centrale Département Maintenance Modules Départe ment Maintenance Télécoms & instrumentation Département Méthodes Département Maintenance Compression Service MN/MPP4 (DCS) Service MN/SCADA Service MN/Commutations Service MN/Radio Service MN/Instrumentation Service MN/Automatisme I.2.2 Organigramme de la structure d’accueil à la DP HASSI R’MEL 9 CHAPITRE II SYSTEME ANTI-INCENDIE et les automates 10 II.1 Introduction au système anti-incendie Dans le domaine des hydrocarbures, la sécurité des installations et du personnel est un facteur déterminant, étroitement lié à la production. L’importance des investissements engagés sur les équipements et procédés de traitement ainsi que les risques d’incendie et d’explosion liés à la nature des produits utilisés (inflammables), nécessitent une protection minutieuse et bienveillante de ce patrimoine. Les systèmes analogiques de lutte contre les incendies, ont contribué à la protection des installations, cependant leur efficacité reste limitée par rapport à ce que le traitement numérique des signaux peut procurer comme possibilités en matière d’interfaçage et de transfert. Les systèmes numériques (détection et commande extinction) utilisent les avantages offerts par l’informatique :  Câblage en bus : Installation économique et simple.  Adressages : Localisation rapide et précise des lieux des incidents.  Intégration en réseau : Transfert des signaux d’alarmes vers différents lieux de contrôle.  Historique : Stockage et archivage des événements survenus.  Configuration : Simple et adaptée à toutes les situations (modifications par configuration sur logiciel, protégée par mot de passe ).  Supervision : Se fait à partir de panneaux locaux ou déportés Auto-Diagnostics : Les anomalies sont localisées et signalées automatiquement sur les panneaux de supervision. II.2 Présentation du système total SAFETY Le système numérique de détection et extinction « TOTAL SAFETY », a été installé aux niveaux des unités de HR pour protéger les équipements stratégiques de production à savoir les pompes de transfert et d’expédition les turbines/compresseurs, les sous stations électriques, laboratoires, salles de contrôle,… etc. Ce système présente les avantages offerts par la technologie des microprocesseurs et le câblage en bus ( boucle unique) permet une installation facile et une maintenance simple et efficace. SLC : Signaling Line Circuit : paire de câble torsadée constituant le bus du système sur lequel sont raccordés en parallèle les éléments (détecteurs et modules d’adresse). Sur la boucle des signaux uploads/Geographie/ rapport-de-stage - 2022-12-27T070807.957.pdf