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LES EQUIPEMENTS STOCKAGE ET TERMINAUX SUPPORT DE FORMATION COURS EXP-PR-EQ220 R

LES EQUIPEMENTS STOCKAGE ET TERMINAUX SUPPORT DE FORMATION COURS EXP-PR-EQ220 Révision 0.1 Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 2 de 89 LES EQUIPEMENTS STOCKAGE ET TERMINAUX SOMMAIRE 1. OBJECTIFS.....................................................................................................................4 2. LES FONCTIONS D’UN TERMINAL ...............................................................................5 2.1. LE TERMINAL PÉTROLIER .....................................................................................5 2.2. LES FONCTIONS PRINCIPALES.............................................................................8 2.2.1. La réception du brut............................................................................................8 2.2.2. Le traitement du brut...........................................................................................8 2.2.2.1. Traitement chimique.....................................................................................9 2.2.2.2. Traitement mécanique ...............................................................................10 2.2.2.3. Paramètres de fonctionnement du traitement ............................................13 2.2.3. Le stockage du brut ..........................................................................................14 2.2.4. L'expédition du brut ..........................................................................................15 2.2.4.1. Chargement pétrolier .................................................................................15 2.2.4.2. Expédition par pipe-line vers raffinerie .......................................................16 2.2.5. Le comptage du brut au terminal ......................................................................16 3. LE STOCKAGE .............................................................................................................18 3.1. LES BACS DE STOCKAGE A TERRE ...................................................................18 3.1.1. Les bacs à toit fixe............................................................................................18 3.1.2. Les bacs à toit flottant.......................................................................................22 3.2. FPSO ET FSO.........................................................................................................24 3.2.1. Les citernes ......................................................................................................25 3.2.1.1. L’affectation des citernes............................................................................25 3.2.1.2. La structure des citernes............................................................................26 3.2.1.3. Tank Closed Measurement system............................................................27 3.2.2. Les pompes de transfert...................................................................................28 3.2.3. Protection des citernes .....................................................................................29 3.2.3.1. Le Gaz Inerte .............................................................................................29 3.2.3.2. Surpression et dépression..........................................................................32 3.2.3.3. Le lavage....................................................................................................33 3.2.4. Le turret ............................................................................................................33 3.3. STOCKAGE DU GNL..............................................................................................35 3.4. MESURES ET PARAMÈTRES DES BACS A TERRE............................................36 3.4.1. Définitions.........................................................................................................37 3.4.2. Mesure de niveau .............................................................................................38 3.4.2.1. Le matériel .................................................................................................38 3.4.2.2. Les Procédures..........................................................................................39 3.4.2.3. Mesure du niveau interface avec lest détecteur d’eau si h eau libre < 25 cm. ................................................................................................................................40 3.4.2.4. Mesure avec jauge et lest gradué courant si h eau libre > 25 cm. .............40 3.4.2.5. Les pâtes de détection d’eau .....................................................................41 3.4.3. Mesure de température avec bouteille d’échantillon.........................................41 Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 3 de 89 3.4.3.1. Procédure...................................................................................................41 3.4.3.2. Méthode de mesure à partir d’échantillons du réservoir.............................42 3.5. LES ECHANTILLONS.............................................................................................42 3.5.1. Définitions.........................................................................................................43 3.5.2. Le matériel........................................................................................................44 3.5.3. Procédure .........................................................................................................44 4. L’EXPEDITION ..............................................................................................................46 4.1. LES ACTEURS D'UNE EXPEDITION DE BRUT ....................................................46 4.1.1. L’équipe du Terminal ........................................................................................47 4.1.2. L’équipe sur le tanker .......................................................................................48 4.1.2.1. Le pilote du terminal...................................................................................49 4.1.2.2. Le loading master.......................................................................................49 4.1.2.3. Les lamaneurs............................................................................................51 4.1.2.4. Les inspecteurs..........................................................................................51 4.1.2.5. Les douaniers et autres autorités...............................................................52 4.2. LE SYSTEME DE CHARGEMENT D’UN FPSO .....................................................53 4.2.1. Les bouées pour grandes profondeurs.............................................................53 4.3. LE TERMINAL GNL ................................................................................................57 4.4. LES BRAS DE CHARGEMENT ..............................................................................59 4.5. LES TANKERS........................................................................................................60 4.5.1. Les différents types de tankers.........................................................................60 4.5.2. Les méthaniers .................................................................................................61 4.6. LE CHARGEMENT .................................................................................................62 4.6.1. Programme de chargement ..............................................................................62 4.6.2. Préparation avant chargement..........................................................................63 4.6.2.1. Procédures administratives........................................................................63 4.6.2.2. Préparation en filiale ..................................................................................63 4.6.2.3. Plan déchargement/chargement ................................................................64 4.6.3. Début du chargement .......................................................................................64 4.6.4. Fin du chargement............................................................................................65 4.6.5. Temps de planche ............................................................................................65 4.6.5.1. Définition ....................................................................................................65 4.6.5.2. Temps de planche et surestaries ...............................................................66 4.6.5.3. Augmentation du temps de planche...........................................................67 4.6.5.4. Temps non compté ....................................................................................67 4.6.5.5. Feuille de temps (time sheet).....................................................................68 4.6.6. Documents pétroliers........................................................................................69 4.6.7. Clôture du chargement pétrolier .......................................................................69 5. LE COMPTAGE.............................................................................................................71 5.1. LE BANC DE COMPTAGE .....................................................................................73 5.1.1. Description d’un banc de comptage type..........................................................73 5.1.2. Exemple typique d’un banc de comptage.........................................................74 6. EXERCICES..................................................................................................................75 7. GLOSSAIRE..................................................................................................................82 8. SOMMAIRE DES FIGURES..........................................................................................83 9. CORRIGE DES EXERCICES........................................................................................85 Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 4 de 89 1. OBJECTIFS Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension de l’exploitation des stockages et terminaux pétroliers en matière d’opérations de réception, traitement et chargement de brut. Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 5 de 89 2. LES FONCTIONS D’UN TERMINAL 2.1. LE TERMINAL PÉTROLIER Un terminal pétrolier est le dernier élément de la chaîne de production de pétrole. Sa présence se justifie : En absence de consommation locale de brut. Lorsque la consommation locale est insuffisante. Lorsque les sites d'exploitations sont éloignés des lieus de raffinage, de consommation. Lorsque les prévisions d'exploitation d'un (des) champs de pétroles sont limitées dans le temps. Lorsque la capacité du réseau voisin est insuffisant (pipe, traitement, stockage). Lorsque le tarif de passage proposé dans un réseau, est élevé. Pour des raisons commerciales, décote d’un produit, Pour des incompatibilités d’huile. Il y a deux types de terminaux : Terminaux terrestres, avec poste de chargement par appontement (Cap- Lopez, Flotta, Teeside...) Figure 1: Exemple de terminal terrestre Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 6 de 89 Terminaux marins flottants F(P)SO Floating (Production,) Storage and Offloading Les terminaux marins flottants sont constitués : D'une barge neuve, dédiée et stockage (FPSO Girassol, FSO Palanca, FSO Unity) Figure 2: FPSO Girassol D'anciens pétroliers reconvertis (Serepca 1, Nkossa 1, Odudu, , Alba Marina...). Figure 3: FSO Serepca 1 Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 7 de 89 Avec chargement par bouée (Flotta-Djeno...). Figure 4: Bouée de chargement Les fonctions principales des terminaux pétroliers sont : La Réception Le Traitement Le Stockage L'expédition Le comptage du brut au terminal Dans certains cas les fonctions se résument en uniquement : stockage, expédition et comptage de la production (PALANCA, KOLE, NKOSSA1...) Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 8 de 89 2.2. LES FONCTIONS PRINCIPALES 2.2.1. La réception du brut Fonctions existantes essentiellement sur terminaux terrestres : Les équipements de réception sont : Les gares de racleurs pour la réception de racleurs de nettoyage des pipes et de racleurs instrumentés. Les compteurs de production avec échantillonneurs. Les slug catcher Les bacs de réception ou bacs tampons à toit fixe d'un volume correspondant à 1 à 2 jours de production : Les bacs de réception permettent une séparation primaire des produits (gaz, huile, eau) et d'absorber des bouchons importants d'eau qui perturberaient le fonctionnement du traitement, le comptage de la production d'huile et d'eau des champs, d'éviter les arrêts de production sur arrêt momentané des chaînes de traitement, d’éviter les arrêts de traitement du terminal sur arrêt de production de champs une souplesse supplémentaire en matière de stockage. 2.2.2. Le traitement du brut Le traitement permet la mise aux spécifications commerciales du brut : Teneur en eau : 0,5 à 1 % volume Les coûts du transport sont calculés sur les quantités totales (huile + eau) transportées. Il ne faut donc pas pénaliser l'acheteur. Salinité : 50 à 100 mg/l due au sel présent dans l'eau de gisement Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 9 de 89 Les raffineries sont limitées en capacités de dessalage, elles admettent : 2 à 5 mg/l de sel à l'entrée de la distillation, 0,5 à 1 mg/l de sel à l'entrée de la distillation avec cracking catalytique. 60 % des raffineries ne sont équipées que d'un seul étage de dessalage avec un rendement de 95 %. Elles peuvent accepter une salinité maxi amont dessalage environ 100 mg/l. 40 % des raffineries environ sont équipées de deux étages de dessalage qui ont un rendement de 99 %. Très peu de raffineries ont trois étages de dessalage qui ont un rendement de 99,5 % environ. Les raffineries ont la possibilité de mélanger les bruts pour abaisser certaines salinités trop élevées. Exemple de salinité de brut avant traitement de RABI au Cap Lopez : Salinité de l'eau de gisement : 300 g/l Salinité du brut avec BSW = 1 % : 3000 mg/l. Spécifications relatives à l’exportation commerciale : RVP = 10 à 12 psi à 37,8 ºC BSW ≅ 0,5 % Salinité ≅ 60 mg/l 2.2.2.1. Traitement chimique Les désémulsifiants injectés en amont des organes susceptibles de créer ou de stabiliser les émulsions, accélèrent la coalescence et la floculation par abaissement de la tension interfaciale eau/brut. Ces injections de désémulsifiant sont très souvent réalisées sur les sites de production et ne sont pas maîtrisées par l’exploitant du terminal. Une mauvaise injection entraîne des problèmes de traitement qui sont difficiles et longs à résoudre, pour le terminal. Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 10 de 89 2.2.2.2. Traitement mécanique Il repose sur la loi de stokes (vitesse de décantation des gouttelettes d'eau). Les séparateurs triphasiques et les FWKO sont des capacités équipées d'une purge d'eau. Le temps de séjour y est le plus souvent de quelques minutes. Ils sont destinés à éliminer l'eau libre (cas de bruts renfermant plus de 10 % d'eau). Figure 5: Séparateur triphasique Figure 6: Free Water Knock Out Exploration & Production Les Équipements Stockage et Terminaux Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 Page 11 de 89 Les wash-tanks sont des décanteurs simples équipés d'une injection d'eau de lavage ; celle-ci sert non seulement à diluer les sels contenus dans l'eau de gisement mais aussi et surtout à améliorer la floculation et la coalescence en augmentant la probabilité de rencontre des gouttelettes d'eau. Remplacés par les dessaleurs pour des raisons d’encombrement, notamment sur plate forme. Eau LSHH LSH EAU CELLULE PDO EMULSION HUILE Huile Brut hydraté Contacts de niveau Figure 7: Wash tank Les treater-heaters sont des capacités comportant une section de réchauffage et une section de décantation. Le temps de séjour dans les wash-tanks et les treater-heaters peut uploads/Management/ stockage-et-terminaux.pdf