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LES EQUIPEMENTS

STOCKAGE ET TERMINAUX

SUPPORT DE FORMATION COURS EXP-PR-EQ220

Révision 0.1

Exploration & ProductionLes Équipements

Stockage et Terminaux

Support de Formation EXP-PR-EQ220-FR Dernière Révision: 28/04/2007 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




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




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.




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




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




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...)




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




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.




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




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 varier de la fraction d'heure à plusieurs heures.

Séparateur de gaz

Huile

Échangeur

Entrée Eau

Section

Section de

coalescence

Eau libre BrûleurÉmulsion

Huile

EauTube de flamme

Huile

Eau

Figure 8: Treater-heater




Les dessaleurs électriques comportent un jeu d'électrodes, portées à un haut potentiel (1000 V/cm sur 15 à 30 cm), placées au sein de l'émulsion à traiter. Cette HT a pour effet d'accélérer la floculation et de réduire ainsi les temps de séjour à la fraction d'heure (20 à 30mn en général). Ils ne peuvent fonctionner en présence d'une phase vapeur. Les dessaleurs électriques sont les appareils de traitement les plus performants.

Figure 9: Dessaleur électrique

Parmi les autres procédés, marginaux, permettant de séparer eau et brut, on doit citer les centrifugeuses, dont le poids et l'encombrement sont très faibles mais qui nécessitent un entretien important.




1

3

4

2

5

CHARGEMENT PETROLIER

OU

EXPEDITION

UNITE TRAITEMENT

DES EAUX

DESSALEURELECTRIQUE

2è ETAGE

DESSALEURELECTRIQUE

1er ETAGE

GAZ

SEPARATEUR

BAC STOCKAGE

BAC STOCKAGE

Figure 10: Chaîne de traitement type 1 Désémulsifiant 2 Eau de lavage (recyclée du second étage) 3 Vanne de mélange 1er étage 4 Eau de lavage (eau douce) injectée 5 Vanne de mélange 2ème étage N.B. : dans un tel schéma le premier étage sert essentiellement à déshydrater le brut, le second à diminuer la salinité de l'eau résiduelle contenue dans le brut (lavage).

2.2.2.3. Paramètres de fonctionnement du traitement Ce sont principalement :

La température : plus elle est élevée, plus la teneur en eau résiduelle est basse. Dans le cas des bruts paraffiniques, il existe une température minimale en dessous de laquelle l'eau reste piégée dans le brut, quel que soit le temps de séjour.

Exemple : Température traitement MANDJI environ 45 °C RABI environ 60 °C.

Le temps de séjour : la teneur en eau résiduelle diminue lorsque le temps de

séjour augmente. En dessous d'une certaine valeur (en général de l'ordre de 10 mn), l'eau n'a pas le temps de décanter, quelle que soit la température.




Exemple : Temps de séjour dans dessaleur MANDJI : brut 10 mn eau 45 mn.

Eau de lavage : pour que le lavage soit efficace, il faut que la probabilité de

rencontre entre les gouttelettes d'eau de lavage et celles de l'eau de gisement soit suffisante, ce qui nécessite une quantité d'eau de lavage de 5 % minimum. Généralement, on recommande 7 à 10 %. La nature de l'eau de lavage est importante : avec de l'eau de mer, il faudra nécessairement atteindre des teneurs en eau résiduelle inférieure à 0,2 ou 0,3 % pour être aux normes de teneurs en sels.

Les pertes de charge (DP) dans les vannes de mélange : la DP conditionne le

lavage (contact eau de gisement/eau de lavage) et la déshydratation : lorsque la DP croît, l'efficacité de lavage augmente, mais la teneur en eau résiduelle, sortie dessaleur, augmente également. Il y a donc un compromis à rechercher entre teneur en eau sortie, teneur en sels, et DP. L'optimisation ne peut être faite que sur champ.

Le niveau de l'interface brut / eau : en l'augmentant, on améliore la

coalescence (champ électrique secondaire plus élevé), et la qualité de l'eau décantée. En revanche, on diminue le temps de séjour de l'huile.

2.2.3. Le stockage du brut La capacité de stockage permet :

D'accumuler le volume d'huile correspondant à la taille d'un pétrolier "moyen" : 1 000 000 Bbls (Golfe de Guinée)

L'attente du pétrolier qui a une date de nomination au terminal de plusieurs jours

2 à 3.

De recevoir la production pendant que l'on charge le pétrolier.

La décantation finale de l’eau

Le stockage de préservation pour équipements

Le stockage supplémentaire pour inspection et maintenance

La ségrégation des produits

L’expédition à la raffinerie locale

Stock mort inutilisable




Exemples de terminaux terrestres :

Bac à toit flottant jusqu'à 1 000 000 Bbls - Flotta

Bac à toit flottant jusqu'à 550 000 Bbls - Cap-Lopez - Djeno. (2 réservoirs nécessaires pour charger pétroliers de 1 000 000 Bbls)

Le terminal terrestre a moins de bacs pour un volume total de stockage supérieur à un terminal marin. Exemple de terminaux marins :

12 citernes de 190 000 Bbls pour Girassol

2.2.4. L'expédition du brut

2.2.4.1. Chargement pétrolier L'expédition est la phase vente, elle comprend différentes opérations :

Demande d'embarquement, formalités administratives,

L'approche et l'amarrage du pétrolier,

Les vérifications du terminal et du pétrolier avant chargement, reconnaissance des citernes, réservoirs

Le pompage et suivi du chargement,

Les vérifications du terminal et du pétrolier après chargement, calcul des

quantités,

La rédaction des documents pétroliers,

La remise des documents et échantillons,

Le largage et le départ du pétrolier,

Clôture administrative du dossier pétrolier.




2.2.4.2. Expédition par pipe-line vers raffinerie L'expédition se fait par intermittence débit pompage > consommation raffinerie, elle comprend différentes opérations :

Vérification du stockage et comptage avant le début du pompage du réservoir sélectionné,

Pompage et suivi de l'expédition,

Vérification du stockage et comptage dès la fin de la vidange du réservoir,

Rédaction des documents par lots de volumes fixés.

2.2.5. Le comptage du brut au terminal Tous les jours calcul par jaugeage des quantités reçues. Comparaison avec quantités déclarées par les différents champs. Différences enregistrées dues au dégazage, imprécisions des mesures non ‘’commerciales’’ et échantillonnage, pertes... Le volume d'huile officiel à considérer est celui du terminal. Calcul de l'écart et répartition des écarts sur quantités déclarées des champs.

Production journalière = (Stock jour - Stock veille) + Expéditions = D Stock jour + Expéditions

Production mensuelle = (Stock fin mois - Stock début mois) + Expéditions = D

Stock mois + Expéditions

Production journalière moyenne du mois = (D Stock mois + Expéditions) / Nombre jours et non pas = (S Productions journalières) / Nombre jours




Champ A 100 % groupe

80

Champ B Association avec comptage officiel

100

60 Champ C 100 % groupe

226

Terminal

Production déclarée Production reçue

Figure 11: Ecart entre la production déclarée et reçue

Somme des productions déclarées = 80 + 100 + 60 = 240. Écart = 226 - 240 = -14. Seuls les champs A et C peuvent subir la répartition de l'écart. Coefficient de répartition = - 14 / (80 + 60) = - 0,1. D'où production réalisée du champ A = 80 + 80 x (- 0,1) = 72. et production réalisée du champ C = 60 + 60 x (- 0,1) = 54. Le bilan réconcilié devient le suivant :

Champ A 100 % groupe

72

Champ B association

100

54 Champ C 100 % groupe

226

Terminal

Production reçue Production réalisée

Figure 12: Bilan réconcilié




3. LE STOCKAGE

3.1. LES BACS DE STOCKAGE A TERRE Les réservoirs, généralement de forme cylindrique, sont de deux types : les réservoirs à toit fixe et les réservoirs à toit flottant. Sur ces derniers, le toit flotte, monte et baisse au gré de la montée ou de la descente du produit contenu dans le bac.

Figure 13: Bacs de stockage

3.1.1. Les bacs à toit fixe Les bacs à toits fixes sont prévus pour le stockage d'hydrocarbures peu volatiles du type brut dégazé, fuel ou bitumes qui génèrent de faibles émissions à l'atmosphère (pression interne en marche normale est quasi nulle). De conception, ils ont une construction simple, un toit légèrement conique ou hémisphérique autoportant ou sur poteaux avec ou sans charpente. Ils sont le plus économiques à installer. Le fond du bac est construit en plaque de tôles se recouvrant et soudées entre elles. Il est conçu pour permettre une vidange aussi complète que possible. La pente vers le drain, au centre ou en périphérie, est alors de 1 à 2 %.




Figure 14: Exemple de fondation de bac La robe du bac est constituée d’un empilage vertical de bandes de tôles soudées. Elle est calculée pour résister à la pression latérale (bac plein d’eau) et résister au vent et tremblements de terre.

Figure 15: Robe d'un bac




Le bac est également ceinturé pour maintenir la forme cylindrique de celui-ci. Sur le toit du bac, un certain nombre d’équipements va contribuer aux différents contrôles de l’opérateur et assurer la sécurité de l’installation.

Évents

Soupapes de respiration avec pare flammes

Puits de jauge

Tubes de prises d'échantillon

Passerelles d'accès

Parafoudre

Figure 16: Bacs à toit fixe De même sur la robe du bac, afin de faciliter l’accès au toit, un escalier ou un échelle sera installé ainsi que le matériel de suivi du niveau ou de lutte incendie.

Tubulures d'exploitation et de purge

Réseaux incendie mousse vers l’intérieur

Réseau eau pour refroidissement robe

Instrumentation (niveaux, alarmes, température interface…)

Matériel d’homogénéisation, agitateurs ou buses de circulation

Connexions des réseaux de réchauffage

Mises à la terre

Trous d'homme




Figure 17: Bac à toit fixe




3.1.2. Les bacs à toit flottant Les bacs à toit flottant sont destinés au stockage des hydrocarbures les plus volatiles. Le produit stocké doit être préalablement dégazé. Dans le bac sans toit fixe est placé une structure qui flotte à la surface du liquide pour éviter la formation d'un ciel gazeux. De ce fait, l’espace vapeur en surface est éliminé, ce qui a pour but de réduit les pertes par évaporation, diminuer les risques incendie et diminuer la pollution atmosphérique. Enfin, le volume très important de ces bacs pourra aller jusqu’à 1 million de barils.

Figure 18: Bacs à toit flottant De même que les bacs à toit fixe, les bacs à toit flottant ont un équipement spécifique dû à leur technologie. Des béquilles ou pieds de supports pour recevoir le toit quand le bac est vide, une échelle de toit et des trous d’homme pour accéder aux caissons de flottaison, des tubes de jauges et prises d’échantillons. Les toits seront équipés de soupapes automatiques casse vide et de barrage à la musse pour éviter un collapse de la robe et prévenir les feu à l’intérieur du bac. Des joints d'étanchéité assureront l’étanchéité entre le toit et la robe du bac. Deux types de drains assureront l’évacuation des eaux de pluie, le drain principal du toit plus un drain de secours.




Figure 19: Exemple de bac à toit flottant, type ponton annulaire Équipements sur la robe :

Escaliers ou échelles d’accès au toit

Tubulures d'exploitation (remplissage et vidange commune)

Conduite évacuation eaux de pluie du toit

Conduite évacuation des purges fond de bac

Réseaux incendie mousse vers joint du toit

Réseau eau pour refroidissement robe

Fenêtres de débordement (avec grille pour limiter perte mousse)

Raidisseurs

Instrumentation (niveaux, alarmes LSH, interface, température…)

Mises à la terre

Trous d'homme

Matériel d’homogénéisation, agitateurs ou buses de circulation




3.2. FPSO ET FSO Un FPSO est une unité de production et de stockage flottante. Cette définition couvre une large variété de barges utilisées pour la production d’huile et de gaz offshore. Plus simplement nous employons l’abréviation FPSO, pour se référer à une unité qui comprend un stockage ainsi que des installations de production. Le terme FSO est utilisé pour se référer à une unité sans pont additionnel, pour supporter un process ou des installations au dessus du pont principal. La lettre O fait référence à la fonction d’export d’huile, incluant les possibilités de chargement en tandem, export vers une bouée de chargement ou vers un pipe. Un FPU (Floating Production Unit) est un FPSO sans capacité de stockage.

Figure 20: Principe d'un FSO




3.2.1. Les citernes

3.2.1.1. L’affectation des citernes Les citernes ont différentes affectations:

Citernes de réception (settling tanks)

Citernes de stockage de brut dégazé (COT)

Citernes de ballast (dont peaks avant et arrière)

Citernes de slop

Citernes de méthanol

Citernes utilités (caisses à diesel, fuel, eau douce,…)

Vides structurels (cofferdams, voids, double paroi,…)

Figure 21: Citerne d'un FPSO




3.2.1.2. La structure des citernes La conception des citernes est dirigée par:

La stabilité d’ensemble de l’unité flottante (ex: nombre, taille, symétries, disposition, renforts)

Son mode d’exploitation (ex: remplissages, protections)

Figure 22: Conception du stockage A l’intérieur de la citerne on retrouve :

Bouches d’aspiration des pompes de chargement et d’assèchement ou pompes immergées

Canons de lavage surface et fond

Figure 23: Canon de lavage

Accès pour inspection (escaliers, passerelles, trous d’hommes,

crinolines…) et évacuation (escape way).

Collecteurs, tubulures d’exploitation (drop lines) et Vannes

Renforts structurels de l’unité (carlingues, lisses, serres,…)

Instrumentation (Températures TI, niveaux LI, pression PI, interface et alarmes L et P…)




Prise échantillon atmosphère gazeuse

Anodes et revêtements de surface A l’extérieur de la citerne on retrouve :

Soupapes pression /dépression (P/V valve)

Tubulures de gaz inerte (avec système d’isolation)

Tubulures de Crude Oil Washing (avec système d’isolation)

Tubulures d’exploitation

Trous d’homme et ouvertures

Points de jauge et de prise d’échantillon

Instrumentation LI et LAH (ex: radar).

Equipement de réglage manuel pompe immergée.

3.2.1.3. Tank Closed Measurement system Équipement qui permet en toute sécurité, sans ouverture et sans dégazage de la citerne de:

Mesurer les paramètres de la citerne; Ullage – Température – Interface.

Prendre des échantillons d’huile, à

différents niveaux.

Prendre des échantillons de gaz pour mesure notamment du taux d’O2 à différents niveaux.

Figure 24: Sonde trois fonctions




3.2.2. Les pompes de transfert Dans le choix de citernes totalement indépendantes, sans liaison autre que des liaisons sur le pont, leur choix s’impose:

1 (100%) ou 2 (50%) pompe(s) par citerne.

Pompes souvent

hydrauliques (nombre de pompes important) plutôt que électriques.

Moteur et pompe

installés au fond de la citerne.

Pompes hydraulique

type FRAMO peuvent recevoir (à l’envers) du produit à débit limité.

Pompe assurent les

fonctions de chargement, transfert, retrait de l’eau libre, assèchement, lavage d’une citerne…

Figure 25: Pompe immergée

type FRAMO




3.2.3. Protection des citernes

3.2.3.1. Le Gaz Inerte Le gaz inerte est utilisé pour interdire la rencontre Gaz HC / Air. Le système de gaz inerte permet:

De maintenir en pression le stockage pendant le déchargement.

De maintenir une atmosphère avec < 8% O2 dans le stockage.

D’assurer les phases de purge (dégazage) d’une citerne. Les gaz d’hydrocarbures sont chassés par le gaz inerte

D’assurer les phases de chasse d’air d’une citerne, après travaux et avant mise

en service (mise en gaz d’hydrocarbures). Le gaz inerte provenant des chaudières ou des générateurs est un mélange d'azote (77 %), de C02 (13 %), de vapeur d'eau (5%), d'oxygène (% variable, au minimum 4 %) et de gaz divers en faibles quantités. On l'utilise pour réduire, à tous les stades de la manutention, la teneur en oxygène et en gaz d'hydrocarbures du mélange qui occupe l'espace libre des citernes. La proportion minimale d'oxygène nécessaire à la combustion est de 11,5 %. Les limites d'inflammabilité d'un mélange d'hydrocarbures en fonction de la teneur en oxygène sont représentées sur la figure par la zone hachurée. La ligne A/B est appelée ligne de dilution critique avec l'air car, si les teneurs en gaz d'hydrocarbures et en oxygène correspondent à des points situés sous cette droite, il n'y a pas de possibilité d'explosion au cas ou une brusque rentrée d'air se produirait. Pour être certain d'obtenir un tel résultat, quand les citernes sont vides ou ballastées, on maintient la teneur en gaz d'hydrocarbures à moins de 2 % et la teneur en oxygène à 5 %.




Trop de gaz d'hydrocarbures

% gaz d'hydrocarbures

Teneur théorique d'oxygène dans un mélange air/hydrocarbures

Pas assez d'oxygène

L.I.E. limite inférieure

d'explosivité

100 % lecture explosimètre

Dillution critique avec l'air

12 10 8 6 4 2 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

13

1,3 environ

Zone d'explosivité

1,5 environ

L.S.E. limite supérieure

d'explosivité

Figure 26: Limites d'inflammabilité d'un mélange d'hydrocarbures




Schématiquement, on utilise l'installation de gaz inerte de la façon suivante :

Pendant le déchargement :

Il ne faut pas que l'air pénètre dans les citernes ; on y envoie donc du gaz inerte à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique (60 à 100 gr). Après assèchement, les citernes sont occupées par du gaz inerte contenant environ 5 % d'oxygène, à la partie supérieure et, par un mélange gaz inerte/vapeurs d'hydrocarbures à la partie inférieure ; la teneur en gaz d'hydrocarbures peut atteindre 20 % dans les fonds.

Après le déchargement :

Après le déchargement, on ouvre les tuyaux de purge et om envoie du gaz inerte pour réduire à 2% la teneur en gaz d’hydrocarbures.

Figure 27: Purge d'une citerne

Pendant le ballastage :

L'installation est stoppée, la vanne d'isolement arrière est fermée et celle(s) de l'avant ouverte(s) pour laisser le gaz s'échapper des citernes.

Pendant la navigation sur ballast :

On purge les citernes vides pour ramener le taux de gaz d'hydrocarbures à moins de 2 % afin qu'une rentrée d'air accidentelle ne puisse créer une atmosphère explosive. Ces opérations peuvent durer et/ou " jours, car on ne peut purger simultanément que quelques citernes et chaque purge demande plusieurs heures. Les citernes latérales sont purgées en premier. Le gaz inerte envoyé sous forte pression dans les citernes agit comme un piston et pousse les gaz vers la gueule du tuyau de purge. Pour purger les citernes ballastées on ouvre, sur le pont, un des orifices utilisés pour l'introduction des appareils de lavage portatifs.

Pendant le chargement :

Il y a peu d'oxygène dans les citernes ; pour éviter toute rentrée d'air, on maintient la pression dans les citernes légèrement supérieure a la P.A. pendant toute la durée du déballastage ; ensuite l'installation peut être stoppée. Les gaz




qui sortent des citernes ne contiennent pas suffisamment d'oxygène pour être inflammables, mais à leur sortie des cheminées d'évacuation, ils se mélangent à l'air ambiant et, avant dissipation dans l'atmosphère, des mélanges combustibles se créent en certaines zones.

Pendant la navigation en charge :

On maintient les citernes sous une légère pression de gaz inerte (pas moins de 10 gr) et on surveille le taux d'oxygène qui doit rester aux environs de 5 %.

3.2.3.2. Surpression et dépression

Pressure Valve N° 1

Pressure Vacuum Valve N° 2

Pressure Vacuum Breaker N° 3

IG generators

Inert Gas network

S t o r a g e

Figure 28: Protection contre la surpression et dépreesion Pour protéger les citernes de stockage contre la surpression et dépression, il existe 3 moyens de protection (pas toujours, tous installés):

Pressure valve du mât de dégazage du stockage. (toutes les citernes sont en communication vers le mât de dégazage).

Pressure Vacuum valve d’une citerne (pas toujours installée).

Pressure Vacuum breaker du collecteur de gaz inerte (collecteur en

communication avec mât de dégazage).




3.2.3.3. Le lavage Le lavage d’une citerne de stockage est réalisé avec de l’huile, de l’eau (de mer ou de production ou eau douce). Ce sont les pompes de cargaison, de ballastage, d'assèchement et les éjecteurs d'assèchement. Les pompes de cargaison et de ballastage sont du type centrifuge. Elles ne sont pas auto-amorçantes et doivent donc toujours être remplies avant mise en service. Le lavage d’une citerne est assuré pour:

Remédier à la mise en eau d’une citerne (volume trop important).

Retirer les hydrocarbures fixés sur les parois et renforts de parois. (lavage à l’huile initial).

Retirer les sédiments de la citerne.

Retirer les ruissellements d’huile et accumulations d’huile (lavage à l’eau).

Réduire au minimum la durée de l’inertage (du dégazage), en enlevant le

maximum d’huile.

3.2.4. Le turret Le turret est un système assurant:

Ancrage en type ‘’weather vaning’’ du F(P)SO.

La réception de la production.

L’expédition du produit vers une bouée de chargement (option).

La réception de gaz pour Fuel-Gas (option).

La réception d’énergie électrique (option).

La commande hydraulique de vannes de PLEM (option).

Le signal de positionnement de vannes de PLEM (option).




Figure 29: FSO Turret Mooring System




3.3. STOCKAGE DU GNL Le volume total du stockage au terminal méthanier correspond au volume physique des cuves de stockage de GNL au terminal méthanier.

Figure 30: Stockage GNL

Le volume utile du stockage au terminal méthanier est obtenu par la différence entre le volume total et, le volume du talon (volume qui ne peut être extrait dans des conditions d’exploitation normales) et, le volume mort qui ne peut être rempli dans des conditions d’exploitation normales (volume au dessus des niveaux d’alarme et volume ne pouvant être rempli afin de conserver la possibilité de circulation de GNL entre les différentes cuves de stockage de GNL). Le volume utilisable du stockage au terminal méthanier est obtenu par la différence entre le volume utile du stockage et, le volume du stockage pour besoins opérationnels. Le volume disponible à un moment donné est la partie du volume utilisable non allouée et encore disponible pour les utilisateurs du terminal méthanier.




3.4. MESURES ET PARAMÈTRES DES BACS A TERRE Les mesurages officiels doivent être effectués par des personnes expérimentées et doivent être effectués selon la même méthode et aux mêmes emplacements (niveau, interface). Avant le mesurage officiel, vérifier la consignation des lignes de transferts Les mesures doivent être prises en double et consignées (accord des parties).

Procéder avec grand soin à l’ouverture des orifices de mesure (échappée gaz).

Le matériel de mesure doit être transporté dans un panier pour permettre le déplacement aisé de l’opérateur.

Ne pas laisser traîner des chiffons, nettoyer les éventuels épandages d’huile.

Vidanger les réceptacles à égouttures, (niveau, échantillonnage)

Vérifier l’état du dispositif d'étanchéité du toit.

Les lampes de poches et torches doivent être d’un modèle agréé.

Précautions : Pour procéder à la mesure d’un brut contenant H2S et quand l’opérateur est amené à descente sur le toit, un 2ème opérateur doit rester sur la passerelle et le surveiller. Les opérateurs sont munis d’appareil respiratoire. Les modes opératoires spécifiés ont pour but d'obtenir des échantillons servant à déterminer:

La qualité du liquide ou des hydrocarbures.

Le BSW.

La teneur en eau.

La présence d'autres impuretés ne faisant normalement pas partie du liquide transféré. Teneur sédiment.

Remarque: Si BSW est demandé, seule la méthode centrifugation donne ce résultat




3.4.1. Définitions Jaugeage: opération comprenant les différents mesurages effectués dans un réservoir afin de déterminer la quantité de liquide qu'il contient. Barème de jaugeage, table d'épalement, table de jaugeage: table donnant les capacités d'un réservoir, ou les volumes contenus dans un réservoir correspondant à différents niveaux de liquide repérés à partir de la plaque de touche et/ou du point de référence supérieur. Hauteur de plein: hauteur de liquide dans un réservoir au-dessus de la plaque de touche. Hauteur de référence, hauteur totale témoin: hauteur du point de référence de jaugeage au-dessus du point d'origine des hauteurs de plein. Espace de creux: capacité du réservoir non occupée par le liquide. Ruban gradué lesté : ruban d'acier gradué utilisé pour mesurer le niveau de produit ou d'eau dans un réservoir, soit directement par le plein, soit indirectement par le creux. Lest : lest attaché à un ruban gradué d'acier, de masse suffisante pour maintenir le ruban tendu et de forme facilitant sa pénétration dans les dépôts qui peuvent être présents dans le fond du réservoir Tampon de jauge: ouverture au sommet d'un réservoir par laquelle les opérations de jaugeage, par le plein ou par le creux, et/ou les prélèvements sont effectués. Tube de tranquillisation: tube cylindrique vertical construit dans un réservoir dans le but de réduire les erreurs de jaugeage dues aux turbulences ou à l'agitation du liquide Point de référence jaugeage point de référence supérieur: marque clairement indiquée sur le tampon de jauge ou sur le sas ou sur une plaque située selon le cas au-dessus ou en dessous du tampon de jauge, et qui indique l'emplacement (et le point de référence supérieur) à partir duquel les mesures de hauteur de plein ou de creux sont effectuées. Point de référence inférieur: point situé au fond du réservoir que touche le lest pendant la mesure de plein, et à partir duquel les mesurages des sont effectués. Il correspond à la plaque de touche Eau libre: eau se trouvant dans un réservoir, qui n'est ni en solution ni en suspension dans le produit, et formant une couche distincte dans le réservoir. Fond d’eau, hauteur de l’eau: hauteur de l'eau résiduelle au fond du réservoir Pâte détectrice d’eau: pâte contenant une substance chimique qui change de couleur au contact de l'eau.




3.4.2. Mesure de niveau Après un transfert de produit, ne pas commencer l’opération de jaugeage tant que les mouvements de produit à la surface n’ont pas cessés. Vérifier que le toit ne repose pas sur les béquilles. Toit en flottaison. Vérifier l’absence de frottement du toit sur la robe. Vérifier le mouvement libre de l’échelle du toit. Vérifier l’absence de vent qui peut exercer de la pression sur le toit. Le jaugeage ne doit pas être effectué par temps d’orage électrique. L’opérateur doit toucher une partie quelconque du réservoir avant l’exécution du jaugeage, pour mettre à la terre toute charge d’électricité statique.

3.4.2.1. Le matériel Les rubans gradués lestés doivent être utilisés en association avec un lest. Lors du transports ou pendant leur stockage, il est recommandé de détacher du ruban de jaugeage, le lest afin d'éviter que le ruban de jaugeage ne soit constamment plié à son point d'attache et ne casse. L’EMT (Exactitude ou Erreur Maxi Tolérée) en une distance quelconque située entre le point de repère d'origine du ruban lesté et la graduation à 30 m ne doit pas s'écarter de plus de 1,5 mm lorsqu'un nouvel ensemble ruban gradué et lest est utilisé et comparé à un instrument de mesure de référence. L'EMT pour un ensemble ayant déjà été utilisé, ne doit pas s'écarter de 2,0 mm sur 30 m.

Figure 31: Ruban gradué lesté Le matériel d'enroulement et le lest doivent être en matériau anti-étincelle (bronze). Le ruban et le dispositif d'enroulement doivent être mis à la terre pendant leur utilisation.




Chaque ruban gradué doit porter les indications suivantes en son extrémité inférieure:

Le numéro de la présente Norme, soit ISO 4512;

Le nom du fabricant ou le nom de la marque;

Les conditions de référence d'étalonnage: température et tension.

Toute autre inscription officielle de conformité nécessaire. Chaque lest doit porter les marquages suivants:

Le numéro de la présente Norme internationale, soit ISO 4512;

Toute autre inscription officielle de conformité nécessaire. Les lests doivent avoir une masse d'au moins 0,6 kg, afin que le ruban gradué reste tendu avec une bonne répétitivité pendant son utilisation. Ces instruments pour jaugeage doivent être vérifiés périodiquement et exempts de tout dépôt, rouille et marquage lisible.

3.4.2.2. Les Procédures Utilisation d’un ruban de jauge lest gradué, normalisé. Prendre connaissance de la hauteur de référence pour anticiper le contact du lest. Ruban est descendu avec soin par l’orifice de jauge et maintenu contre la paroi pour empêcher l’oscillation. Si le ruban prend du mou ou le lest prend de l’inclinaison, relever le ruban, essuyer une longueur convenable et reprendre l’opération. Vérifier les graduations du ruban et hauteur de la référence supérieure. Relever le ruban et lire la profondeur à laquelle il est mouillé de produit, à la graduation la plus proche. Essuyer le ruban sur une courte distance au dessous de la valeur lue. Recommencer l’opération de mesure. Si la seconde mesure ne concorde pas avec la 1ère, procéder à d’autres mesures jusqu’à ce que 2 mesures consécutives donnent le même résultat. Consigner les résultats.




3.4.2.3. Mesure du niveau interface avec lest détecteur d’eau si h eau libre < 25 cm. Le lest est enduit de pâte détectrice Le ruban est descendu avec soin par l’orifice de jauge et maintenu contre la paroi pour empêcher l’oscillation. Il est procédé à un contact léger du lest et de la plaque de fond. Vérifier les graduations du ruban et la hauteur de la référence supérieure. Le ruban doit être maintenu tendu, le lest en position verticale. Attendre un laps de temps suffisant (10 à 30 sec. changement de couleur pâte). Relever le ruban, retirer le lest, mesurer et consigner la limite supérieure de la marque de l’eau. Si la lecture n’est pas claire, retirer la pâte et reprendre une mesure. Si nécessaire, avant la lecture retirer les traces de brut avec un solvant.

3.4.2.4. Mesure avec jauge et lest gradué courant si h eau libre > 25 cm. Le ruban est enduit de pâte détectrice (à l’endroit escompté). Le ruban est descendu avec soin par l’orifice de jauge et maintenu contre la paroi pour empêcher l’oscillation. Il est procédé à un contact léger du lest et de la plaque de fond. Vérifier les graduations du ruban et la hauteur de la référence supérieure. Le ruban doit être maintenu tendu, le lest en position verticale. Attendre un laps de temps suffisant (10 à 30 sec. changement de couleur pâte). Relever le ruban, mesurer et consigner la limite supérieure de la marque de l’eau. Si la lecture n’est pas claire retirer la pâte et reprendre une mesure. Si nécessaire, avant lecture retirer traces de brut avec un solvant.




3.4.2.5. Les pâtes de détection d’eau Lorsqu'elles sont étalées en fine couche sur des lests ou sur des règles de relevé de niveau de l'eau, les pâtes détectrices d'eau peuvent être utilisées pour le mesurage de la hauteur d'eau résiduelle au-dessous d'une quantité de produit pétrolier, stocké dans des bacs ou dans des réservoirs. Les pâtes détectrices d'eau doivent indiquer le niveau de produit par un changement de couleur clair et précis. Elles ne doivent pas induire de tendance pour indiquer un niveau supérieur, c'est-à-dire indiquer un niveau supérieur au niveau réel.

3.4.3. Mesure de température avec bouteille d’échantillon Le matériel de mesure doit être transporté dans un panier pour permettre le déplacement aisé de l’opérateur. Les mesures de températures sont à faire immédiatement après celles de niveau. (Besoin de la hauteur totale pour connaître ‘’haut’’, ‘’milieu’’ et ‘’bas’’)

3.4.3.1. Procédure Les mesures température sont prises à plus de 500 mm des parois du réservoir. La corde de descente du matériel, doit être en fibre naturelle, jamais synthétique pour éviter l’électricité statique. Chaque thermomètre doit être marqué d’un N° série noté dans le certificat d’étalonnage. Le thermomètre doit être vérifié à intervalles réguliers ou à tout moment en cas de doute sur son indication. Rebuter tout thermomètre endommagé, colonne de liquide fractionnée, bulles gazeuses dans le bulbe … Pour une bonne protection du thermomètre, l’utilisation d’une gaine armée en métal est recommandée. Ne pas utiliser de gaine en aluminium ou alliage d’aluminium. L’étendue de l’échelle doit être telle que la T° prévue du liquide soit à plus de 1°C des graduations extrêmes (mini ou maxi). Pour une lecture correcte, l’axe de vision doit être à angle droit avec la tige du thermomètre. Le bulbe doit rester immergé. La bouteille d’échantillon doit avoir un volume minimum pour empêcher un changement rapide de la T°. Vol recommandé > 500 ml




Le thermomètre est descendu dans la bouteille, bouchée. Dès que le niveau requis est atteint, imprimer une secousse sur la corde pour ouverture de la bouteille. Laisser la bouteille se remplir et se mettre en température (attendre 10 mn). Remonter la bouteille.

3.4.3.2. Méthode de mesure à partir d’échantillons du réservoir Tirer le thermomètre de l’échantillon, Si possible, pendant la lecture, maintenir la bouteille dans le puits, à l’abri des conditions climatiques. Lire la T° à la moitié de la plus petite graduation près du thermomètre. Calculer la moyenne des T°s mesurées, résultat arrondi à 0.1°C près.

3.5. LES ECHANTILLONS Il convient d'avoir un accès sûr aux points d'échantillonnage avec un éclairage approprié. Les échelles d'accès, les escaliers, les plates-formes et les mains courantes doivent être en bon état. Le matériel d'échantillonnage utilisé en atmosphère inflammable doit être d'un matériau ne produisant pas d'étincelles. Le dispositif d'échantillonnage doit constamment être relié à la terre soit par une mise à la terre directe sur la structure du réservoir, soit par un contact efficace de la corde, avec le panneau d'accès. Il est recommandé de ne pas effectuer l'échantillonnage pendant les périodes d’orages et de perturbations atmosphériques électrique. Ne commencer l'échantillonnage que lorsque le contenu du réservoir est au repos. L’état de propreté des appareils doit être vérifié avant usage. Inspecter soigneusement tout le matériel d'échantillonnage, y compris les fermetures, afin de s'assurer que ce matériel est propre et sec. Les bouchons en liège doivent être de bonne qualité et exempts de débris ou de poussières. Ne pas utiliser de bouchons en caoutchouc naturel.




Les bouchons en liège ne doivent pas être réutilisés entre différents types de produits, car leur nettoyage est difficile et la pénétration d'hydrocarbures dans le liège peut contaminer les échantillons suivants (qualité du produit). Pour les réservoirs à toit flottant, il est recommandé d'effectuer l'échantillonnage à partir de la plateforme du haut, des vapeurs inflammables et toxiques peuvent s'accumuler au-dessus du toit. La nature et les dangers connus du produit à échantillonner doivent être pris soigneusement en considération et suivre les précautions à observer. Le personnel d'échantillonnage doit recevoir une formation complète.

3.5.1. Définitions Échantillon bas : Échantillon ponctuel prélevé à un niveau situé aux cinq sixièmes de la profondeur du liquide à partir de la surface. Échantillon de milieu, échantillon moyen : Échantillon ponctuel prélevé au milieu de la profondeur de liquide. Échantillon haut : Échantillon ponctuel prélevé à un niveau situé à un sixième de la profondeur du liquide à partir de la surface. Échantillon de fond: Échantillon ponctuel prélevé dans le produit au fond ou près du fond d'un réservoir. Échantillon d'eau de fond: Échantillon ponctuel d'eau libre prélevé sous la couche de produit pétrolier dans un réservoir. Échantillon de surface: Échantillon ponctuel prélevé à la surface du liquide. Échantillon de toit flottant: échantillon ponctuel prélevé juste sous la surface en vue de déterminer la masse volumique du liquide sur lequel repose le toit flottant. Échantillon représentatif réservoir: Échantillon dont les caractéristiques physiques et chimiques sont identiques aux caractéristiques moyennes du volume total échantillonné.(mélange des 3 échantillons haut, milieu, bas ou 2 échantillons haut, bas) Échantillon composite réservoirs : Échantillon obtenu par l'association de plusieurs échantillons représentatifs dans des proportions définies (proportionnels aux volumes pompés des réservoirs) pour aboutir à un échantillon ‘’représentatif’’ de l'ensemble du produit, appelé composite. Eau en suspension: Eau finement dispersée sous forme de petites gouttelettes au sein d'un produit pétrolier. Eau totale: Somme des eaux dissoutes, libres et en suspension dans une cargaison ou un lot de produit pétrolier.




3.5.2. Le matériel Sur un terminal huile à terre, l’échantillonnage ponctuel se fait à ciel ouvert. L’échantillonneur est conçu pour pouvoir être rempli à n'importe quel niveau. La bouteille ou le bidon d'échantillonnage est descendue dans un panier ou lesté de manière à s’enfoncer facilement dans le liquide à échantillonner

Figure 32: Prise d'échantillons

3.5.3. Procédure Descendre le récipient jusqu'à ce qu’il soit à la profondeur désirée et l'ouvrir de la manière appropriée. Attendre quelques secondes la fin du remplissage. Remonter alors le récipient :

Rejeter une partie de son contenu dans le réservoir pour créer un creux (pour permettre la dilatation du liquide).

Ou transvaser soigneusement la totalité de l'échantillon dans un réceptacle

secondaire. Lors d'échantillonnages à différents niveaux, procéder du haut vers le bas afin d'éviter de perturber les niveaux inférieurs. Étiqueter lisiblement les récipients à échantillon, de préférence avec des étiquettes attachées à l'aide de ficelle ou de fil de fer. Utiliser des marquages indélébiles. Les échantillons sont ensuite scellés, stockés et gardés par le terminal. Les indications recommandées sont les suivantes:

le lieu de prélèvement

la date

les initiales ou la marque d’identification de l'opérateur

la description du produit




la quantité représentée par l'échantillon

le numéro de réservoir, d'emballage (et de type), le nom du navire

le type d'échantillon

le système d'échantillonnage ou l’échantillonneur utilisé

tout renseignement d'échantillonnage complémentaire.




4. L’EXPEDITION

4.1. LES ACTEURS D'UNE EXPEDITION DE BRUT Dans l’exploitation d’un terminal, il y a plusieurs entités impliquées :

Production et Méthode Production. Contact permanent pour ajustement débit de production, évènements (modification de débit, de qualité etc…) sur champs et terminal.

Trading.

Participe à la réalisation programme enlèvements, modification de programme (quantité, date enlèvement, changement navire etc…), nomination de navire

HSE.

Apporte renfort et assistance pour chargement sur jetée et en tandem, notamment.

Laboratoire.

Pour connaissance qualité du produit avant chargement ou expédition et pour analyses officielles du produit.

Logistique Marine

Pour mobilisation assistance marine, remorqueurs.

Remorqueurs.

Assiste le pétrolier pendant l’approche, l’escale et le départ. Jusqu’à 3 en tandem + 1 stand by sur FPSO (spraid moored)

Pilote.

Assiste le commandant, comme pour toute entrée dans un port

Lamaneurs.

Personnel du terminal pour préparation poste avant chargement (jetée, tandem ou bouée). Participent au passage aussières, passage flexibles et connexion. De même pour opérations de fin de chargement, déconnexion flexible, aussières …




Logistique aérienne. Assure transport des autorités et personnel chargement

Transit.

Initie le dossier pétrolier auprès autorités. Assure demande autorisation officielle d’enlèvement auprès autorités.

Responsable Association.

Concerné lors des enlèvements réalisés pour le compte d’un associé

Raffinerie.

Pour coordonner opérations d’expédition, de pompage de brut

Agent Maritime.

Représente le navire à terre, assure logistique si nécessaire, ravitaillement, courrier, relève d’équipage. Convoque les autorités pour le chargement.

Immigration, Santé.

Contrôlent équipage du pétrolier qui entrent dans le pays,

Mines et Douane.

Contrôlent le navire, les vivres, donnent autorisation de charger (clearance) et contrôlent les produits exportés.

Port et Capitainerie

Pour autoriser entrée et chargement du navire

Société d’inspection (cargo Surveyor).

Inspecteurs cargaison (1 au terminal + 1 sur pétrolier) qui contrôlent quantité expédiées du terminal et chargée sur pétrolier. Nommée par l’acheteur et le Trading.

4.1.1. L’équipe du Terminal L'équipe "chargement" est composée en général :

D’un représentant de l’exploitant




D’un agent de sécurité

De la sureté

d'un laborantin,

des Autorités (contrôleur Société Nationale)

d’un inspecteur cargaison, qui assure en étroite coopération avec l'équipage du

Terminal les activités suivantes :

relevé des compteurs mécaniques,

suivi de l'échantillonnage,

suivi des différents étalonnages,

analyse, étiquetage, scellage des échantillons,

signature du rapport d'échantillonnage,

vérifications diverses entre le banc de comptage, les compteurs mécaniques, et les chiffres de jaugeage,

approbation des chiffres...

La présence des inspecteurs cargaisons, à toutes les opérations mentionnées ci-dessus et leur attestation de présence avec signature sur les documents de contrôle, de calcul, d’analyse est une garantie en cas de litiges.

4.1.2. L’équipe sur le tanker Cette équipe est en général, composée de :

un pilote,

un loading master (ou pilote assistant),

Autorités (inspecteur Société Nationale),

1 inspecteur cargaison,

douaniers,

lamaneurs.




4.1.2.1. Le pilote du terminal Il assiste le Capitaine pour la conduite du navire à l'entrée et à la sortie de la zone de pilotage ou pour tous les déplacements dans cette zone. Pendant le séjour du navire au poste de chargement, il reste à bord du navire en veille permanente. Il est bien spécifié que le pilote, n'étant qu'un conseiller nautique, le commandant reste entièrement responsable de tous les dommages ou accidents résultant de la conduite et des manoeuvres de son navire. Fait passer une aussière de remorque à l'arrière du pétrolier pour le remorqueur de sécurité. Demande au commandant d'assurer la veille par son équipage à l'avant du pétrolier et au manifold et d'être informé du moindre problème. S'assure que les dispositions de sécurité ont été prises (hublots fermés, lances d'incendie installées et branchées, circuit d'incendie sous pression, dalots fermés...) suivant la safety check list. Surveille le déballastage en s'assurant, par des rondes fréquentes autour du navire, qu'il n'y a pas de pollution. En cas de pollution, prendre des mesures nécessaires pour la stopper et la combattre, une lettre de réserve pour pollution sera faite au commandant. Après déballastage, assister à l'inspection des citernes en compagnies des inspecteurs et du second capitaine, ne rien accepter qui ne soit vérifiable. Demande au terminal, après avoir reçu l'autorisation du contrôleur de douane, de déplomber et d'ouvrir les vannes douanières du Terminal. S'assure avec le commandant du pétrolier, que les circuits sur le tanker sont bien disposés. Après avoir préalablement avisé le Commandant et le Terminal, donne le OK pour commencer le pompage

4.1.2.2. Le loading master Lorsque le pilotage est assuré par un pilote du port, le loading master est le représentant de la société à bord du pétrolier. Ce dernier a un rôle plus important que lorsque le pilotage est assuré par le ‘’terminal’’. Représentant du terminal à bord du pétrolier, il s’assure avec l’aide du pilote, que toutes les opérations sont réalisées conformément aux règles de sécurité. Il est le contact radio permanent avec le Chef du Terminal.




Dès son arrivée sur le tanker, il inspecte en compagnie du pilote, du second capitaine et du responsable lamanage,

le dispositif d'amarrage,

l'état de fonctionnement des apparaux de levage autrement refus d'amarrer. Il choisit les chaumards par lesquels passeront les amarres et les bites sur lesquelles seront tournés les stoppeurs. S'assure du bon état du matériel de gréement ; en cas de doute, demande le certificat d'inspection du mât de charge ou grue. Il s'assure du bon inertage des citernes si doute, fait faire un test avec l'explosimètre dans les citernes. Il remet au commandant les formulaires à remplir et à signer ci dessous :

mesures de sécurité,

fiche de renseignement sur le navire,

règlement de port et de sécurité (navire venant pour la première fois),

safety check list,

la déclaration du commandant attestant qu'il a reçu le règlement de port et de sécurité et qu'il accepte sans réserve les clauses qui y sont contenues.

Le loading master se renseigne auprès du commandant sur :

la quantité sollicitée par le bord selon les instructions de l’affréteur,

sur le ballast et la durée du déballastage,

sur les slops si l'on procède au load on top. S’assure du bon fonctionnement des émetteurs récepteurs. Remet un émetteur récepteur au pilote (pilote du port), Assiste le pilote à l'amarrage, pour cela se trouver à l'avant du navire et indiquer les distances d'approche et la position de la bouée au pilote.




4.1.2.3. Les lamaneurs (cas connexion flexible assuré par les lamaneurs) Avant l'amarrage :

ils disposent sur le tanker les stoppeurs, les vérines au gaillard et les tire fort au manifold

Ils positionnent les aussières à l'approche du navire,

Ils assistent l'équipage dans le virage des aussières et la conduite des

guindeaux,

Ils assurent le maillage des chaînes. Après amarrage, ils branchent les flexibles au manifold du navire. Des lamaneurs restent sur le navire pendant toute la durée du chargement pour intervenir très rapidement en cas de largage d'urgence ou en cas de fuite au manifold. Après chargement, ils débranchent les flexibles. Ils doivent informer le Loading Master pour toutes difficultés rencontrées lors de ces opérations.

4.1.2.4. Les inspecteurs Les inspecteurs sont chargés :

de l'inspection des citernes du navire avant et après le chargement,

de l'inspection des citernes de soute,

du calcul des OBQ (On Board Quantity),

du relevé de l’assiette et de la gîte,

des soutes de la cargaison. Ils scellent les vannes de mer après déballastage, font l'échantillonnage de citerne. Les inspections des citernes se font en présence du Loading Master (ou pilote du terminal).




4.1.2.5. Les douaniers et autres autorités Ils effectuent l'arraisonnement sanitaire en vérifiant :

la déclaration maritime de santé,

les certificats de vaccination et

les passeports de l'équipage et des passagers. Vérifient également :

la conformité du manifeste (document émis par l'Agent Maritime),

les magasins de stockage du matériel, des vivres... A la fin du chargement, ils signent :

le manifeste,

le certificat d'origine.




4.2. LE SYSTEME DE CHARGEMENT D’UN FPSO

4.2.1. Les bouées pour grandes profondeurs Une bouée de chargement flottante comprend un élément de surface, des colonnes reliant l'élément de surface à un élément de ponton submergé, des dispositifs d'amarrage destinés à fixer la bouée au fond marin à 1,5 km environs du FPSO.

Figure 33: FPSO et bouée de chargement Un câble de polyester est raccordé par des chaînes à des ancres à succion, chaque ligne comprenant un filin de polyester de 1,5 km de longueur et 145 mm de diamètre et deux longueurs de chaîne de 300 mètres en bas et 150 mètres en haut, au moins un point de fixation destiné aux pipelines de transfert à partir d'une unité de production vers la bouée, des dispositifs de transfert et d'amarrage destinés à transférer le fluide à partir de la bouée vers un Pétrolier. .




La proportion du volume de l'élément de ponton divisée par la zone de ligne de flottaison de l'élément de surface se situe entre 4 et 7 m, et de préférence approximativement 6 m, et la partie submergée de l'élément de surface divisée par la partie submergée de l'élément de ponton équivaut à environ 0,31 à 0,43.

Figure 34: Bouée de chargement

La rigidité d'amarrage vertical de la bouée de chargement est de plus de 50 % de la rigidité de la ligne de flottaison de la bouée de chargement. Une fois la bouée en place, la voie est libre pour installer les pipelines de chargement partant du FPSO. Afin d'éviter d'avoir à les poser sur le fond de la mer pour les remonter ensuite jusqu'à la bouée, on a préféré une approche de lignes flottantes entre deux eaux.

Deux lignes en acier de 16 pouces ayant la forme d'un W flottent l'une au-dessus de l'autre, la plus élevée mesurant 2 400 mètres de long et la plus profonde 2 750 mètres. Figure 35: Lignes de connexion entre le FPSO et la bouée

C'est une série de 29 modules de flottabilité fixés au milieu des parties de ces pipelines qui donnent aux lignes cette forme particulière. En opération normale, la partie du W la plus haute est à une profondeur de 340 mètres pour la ligne supérieure, tandis que la partie la plus immergée descend à 690 mètres, pour la ligne la plus basse.

Figure 36: Tuyau flottant

Les tuyaux sous les bouées doivent être conçus de façon à former, dans toutes les conditions, une courbe profilée entre le collecteur de fond et le dessous de la bouée et à ne pas toucher le fond. Il faut prévoir une discontinuité électrique des tuyaux sous la




bouée. Tous les tuyaux et le matériel auxiliaire, y compris le boulonnage des brides et les joints d’étanchéité, doivent être conformes au « Buoy Mooring Forum Hose Guide ». Les tuyaux flottants doivent être reliés à la tuyauterie de la bouée de façon que les charges sur les tuyaux soient en deçà des tolérances du fabricant. Il faut porter une attention particulière aux effets du glaçage sur la flottabilité des tuyaux.

Figure 37: Bouée de chargement La charge maximale d’une amarre reliant un navire à une bouée ne doit pas dépasser quarante pour cent (40 %) de la résistance à la rupture de l’amarre. Cette amarre doit être le lien le plus faible du système. Les tuyaux souples doivent être dotés de raccords frangibles à obturation automatique (Marine Breakaway Coupling)




SO12812/MMM99002.009-B/0

SLEEVERETAINING RING

SPRINGPLUG

HOSE SECTION

HOSE SECTIONCAPILLARIES

SLEEVEESCAPING

CONTROL FLUIDCANTILEVER

SPRINGS

Figure 38: Raccords frangibles à obturation automatique




4.3. LE TERMINAL GNL Considérée indépendamment du volume de stockage et de la capacité de regazéification, la capacité de réception de la jetée du terminal méthanier est caractérisée par la fréquence maximale théorique de réception des navires et par la taille des navires: La fréquence de réception maximale théorique de la jetée est d’un navire toutes les 3 marées. Cette fréquence maximale théorique tient compte des conditions maritimes d’accès au port et du temps nécessaire à l’amarrage et au déchargement du navire, elle constitue une capacité de pointe qui ne peut pas être soutenue en régime. Les capacités du terminal méthanier sont caractérisées par :

La capacité de réception

Le volume de stockage de GNL

La capacité de regazéification de GNL

Figure 39: Terminal GNL




La capacité de regazéification totale du terminal méthanier est déterminée par les caractéristiques techniques des installations de regazéification du GNL compte tenu de capacités de réserves techniques visant à augmenter la continuité du service de regazéification. La capacité de regazéification utilisable est obtenue par la différence entre la capacité de regazéification totale et, les capacités de regazéification pour besoins opérationnels.

Figure 40: Capacité de regazéification du terminal méthanier La capacité de regazéification disponible du terminal méthanier à un moment donné s’obtient par différence entre la capacité de regazéification utilisable du terminal méthanier et la capacité de regazéification du terminal méthanier déjà allouée aux utilisateurs du terminal méthanier. Le nombre théorique maximum de slots que peut recevoir la jetée par an dépend de la fréquence de réception que peut atteindre la jetée en régime suivant le tableau suivant: Fréquence de réception en régime > Nombre théorique maximum de slots par an

1 navire toutes les 4 marées > 176






4.4. LES BRAS DE CHARGEMENT Les bras « marine » constituent un des éléments clé des installations portuaires de chargement/déchargement de produits pétroliers, chimiques et gaz liquéfiés. Un bras de chargement est un ensemble de tuyauteries articulées équipées de raccords à chemins de roulement interchangeables de coupleurs hydrauliques de connexion/déconnexion rapide QC/DC (Quick Connect / Disconnect Couplers), coupleur manuel Quikcon, système de contrôle par microprocesseur (PMS: Position Monitoring System), dispositif de déconnexion d'urgence ERS (Emergency Release System), lignes de retour vapeur, etc. Ces équipements assurent une sécurité renforcée de l'installation.

Figure 41: Bras de chargement Les différents modèles disponibles en version manuelle ou hydraulique permettent de satisfaire les besoins spécifiques à différentes application: tonnage du navire, variation des marées, conditions de vent, risque de tremblement de terre, type de produit transféré (température, pression), etc.

Dans les bras marine de type "S" (supporté) pour GNL, la ligne produit fait partie de la section externe du bras; elle est séparée du tube interne, ce qui permet à la structure d'absorber les efforts mécaniques, limitant ainsi les efforts créés par la ligne de transfert produit. Figure 42: Bras marine type "S"




4.5. LES TANKERS

4.5.1. Les différents types de tankers Les tankers sont classés en fonction de leur capacité de transport mesurée en tonnes de brut. 1000 tonnes de brut, ça représente la quantité transportée par 40 camions-citernes.

Figure 43: Tankers Les plus petits ont une capacité inférieure à 30 000 tonnes et, dans certains cas, limitée à seulement quelques centaines de tonnes. On les utilise surtout pour des transports de produits finis (raffinés) tels que l’essence ou le gazole, le long des côtes (cabotage). Les Aframax peuvent transporter environ 80 000 tonnes de brut. On les utilise en général pour les trafics régionaux. Les Suezmax vont jusqu’à 180 000 tonnes. On les appelle ainsi en référence à la capacité maximale des navires pouvant emprunter le canal de Suez, la voie maritime la plus rapide pour le pétrole entre la péninsule arabique et l’Europe. Les VLCC (Very Large Crude Carriers, très gros transporteurs de brut) atteignent 250 000 à 300 000 tonnes de capacité. Les ULCC (Ultra Large Crude Ccarriers, hyper gros transporteurs de brut) ont une capacité supérieure à 300 000 tonnes de brut et jusqu’à 500 000. Le plus gros pétrolier jamais construit a une capacité de 550 000 tonnes, ce qui représente…2 jours de consommation de pétrole en France !




Les VLCC et les ULCC sont les transporteurs des océans. Ces super pétroliers ont été construits pour réduire les coûts de transport du brut.

Figure 44: Super pétroliers Il faut cependant noter que l’utilisation des ULCC est limitée, en partie en raison de leur taille : il est parfois difficile de les faire entrer dans les ports ou accoster pour décharger. Le pétrole est transporté dans la coque du navire, divisée en compartiments formant plusieurs citernes indépendantes séparées par des cloisons afin notamment de pouvoir transporter des produits différents. Ces citernes sont couvertes d’une peinture spéciale permettant d’éviter la corrosion ou la contamination des cargaisons. A bord des pétroliers, on trouve aussi des citernes dédiées au transport des eaux de ballast. Ces citernes à ballast ne contiennent jamais de cargaison et permettent d’embarquer de l’eau afin que le navire reste manoeuvrant lorsqu’il est à vide. Historiquement, les pétroliers ont commencé par être des « simple coque ». Tous les navires qui sont construits aujourd’hui ont des citernes entourées d’une seconde tôle séparée de la coque externe du navire par un vide suffisamment large (double coque). Ainsi, si un accident crée un trou dans la tôle externe, la « seconde coque » n’est pas affectée et évite toute pollution. En cas de collision à grande vitesse, cependant, ce système peut malheureusement ne pas être suffisant pour éviter à coup sûr une marée noire. La contrepartie à cette sécurité supplémentaire est que les inspections des parois ou des structures du navire entre les coques, pour vérifier qu’elles sont en bon état, sont plus difficiles

4.5.2. Les méthaniers Les navires LNG sont équipés de doubles parois en acier de près de 20 mm d'épaisseur. L'espace entre les parois intérieures et extérieures s'élève à environ trois mètres. Comme précaution supplémentaire, les citernes de transport ne sont jamais placées à proximité des parois des navires

Figure 45: Méthaniers




Le transport est assuré par des navires appelés méthaniers, qui emmagasinent le liquide dans des réservoirs adiabatiques. L'isolation n'étant pas parfaite, du méthane liquide s'évapore pendant la traversée, il est récupéré par un petit compresseur et utilisé dans la propulsion du navire, qui est en général constitué de chaudières à vapeur mélangeant ce gaz et du fioul.

La plupart des méthaniers ont une capacité de l'ordre de 140 000 mètres cubes de GNL (70 000 tonnes environ), ce qui correspond à 87 millions de mètres cubes de gaz dans les conditions standards.

Figure 46: Transport de GNL

Les terminaux de regazéification reçoivent les méthaniers et transfèrent leur cargaison dans des réservoirs à terre. Le méthane liquide est regazéifié au fur et à mesure de la demande du réseau de gaz naturel du pays demandeur, en plus de servir à l'importation du gaz, ces terminaux régulent aussi le réseau de gaz du pays récepteur.

4.6. LE CHARGEMENT

4.6.1. Programme de chargement Le programme du mois est fonction des prévisions de production de l’état des stocks et de la disponibilité des installations de production. Ces paramètres sont transmis au Trading et partenaires afin de prévoir la programmation d’un navire et d’estimer les droits à charger des associés La proposition du choix de navire est faite par le Trading au moins 15 jours avant le chargement. L’avis du terminal sur cette sélection est demandé. Les instructions suivantes sont à fournir au moins 5 j avant date d’enlèvement :

Nom, caractéristiques

Date d'acceptation, date d'arrivée

Quantité à charger :

+/- 5 % arrêt par le bord en général ou le terminal si ce dernier ne dispose pas de la quantité demandée.

Ou Q maxi à ne pas dépasser (lettre de crédit bancaire)




Producteur (Consignor) – Destinataire (Consignee) - Destination cargaison Nombre de lots

Liste des documents et destinataires

Nomination des inspecteurs de cargaison

Consignataire (Agent Maritime)

4.6.2. Préparation avant chargement

4.6.2.1. Procédures administratives Le service Transit : reçoit du Terminal les informations pour établir autorisation de chargement sous surveillance douanière et la demande d’exportation provisoire à remettre au Service des Douanes (nom, date, quantité prévisionnelle). Le service des Douanes : signe les demandes surveillance et exportation provisoire. Ces documents autorisent le chargement. Le service Immigration, Santé et Capitainerie : pour clearance du navire. Le consignataire (Agent Maritime), transitaire:

Contact avec le Terminal donne ETA du navire à 72 h, 48h et 24h,

Contact avec le Navire, assure les formalités administratives du navire, de son équipage (courrier, relèves, ravitaillement, soins médicaux, etc.).

Assure convocation: autorités, inspecteurs cargaison …

Les inspecteurs cargaison (au moins 2: pour terminal et navire).

4.6.2.2. Préparation en filiale Le service logistique marine : pour fourniture assistance; lamaneur, pilote, remorqueur, bateau d'assistance, etc. Le laboratoire : contrôle qualité cargaison avant chargement, et réalise analyse officielles des échantillons. La sécurité : mise en place, contrôle des équipements de sécurités, notamment sur appontement et pour chargement en tandem.




La maintenance : contrôle consommation électrique, groupes de pompage Les travaux : adaptation des travaux. Arrêt travaux à chaud, visite capacité.

4.6.2.3. Plan déchargement/chargement Un plan de chargement est alors fourni au navire, comprenant les paramètres du terminal (débit, température, masse volumique, quantité, qualité…). Le commandant fournira à son tour les documents techniques referant au chargement : débit, port en lourd, nombre et diamètre de lignes, quantité demandée, système amarrage, etc.) afin de prévoir une durée prévisionnelle de chargement

4.6.3. Début du chargement Avec un débit réduit, après s'être assuré qu'il n'y a pas de fuite sur les lignes de chargement et au manifold, le terminal peut augmenter le débit de chargement. A bord du pétrolier, le loading master (ou le pilote du terminal), les lamaneurs (ou assistant pilote), effectuent les rondes fréquentes de jour comme de nuit, afin de s'assurer que les consignes de sécurité sur le check list sont respectées et que l'équipage veille à l'avant et au manifold. Tout manquement ou infraction relevé fera l'objet d'un avertissement verbal au commandant. Si l'infraction est repérée et que le déroulement des opérations dans les conditions normales est menacé, le chargement peut être suspendu et une lettre de réserve est adressée au commandant. Le changement des citernes est une opération qui peut entraîner des situations délicates avec des pressions anormalement élevées et risques d'arrêt de pompage. Le loading master assiste aux opérations de changements de citernes et manoeuvres de vannes. Une attention particulière se portera sur la surveillance des réservoirs: (descente normale des toits, absence de frottement avec robe, absence accumulation d’eau sur toit, manœuvre normale échelle ….).

Figure 47: Chargement d'un tanker




Des vérifications périodiques des quantités chargées comparées avec celles du navire, (éviter citernes bord pleines, perte quantité inexpliquée…). De même depuis le navire, les marins devront surveiller la qualité du déballastage simultané, les lignes(s) amarrage (en tension), état de mer, météo…le comportement de la bouée, flexibles et du remorqueur...

4.6.4. Fin du chargement Le terminal commencera la réduction du débit de chargement (attention: nombre réduit de citernes à bord) puis enfin l’arrêt complet du transfert en accord avec le navire:

Si Q à charger +/- 5 % en principe : arrêt par navire en général sauf accord préalable.

Si Q maxi à ne pas dépasser (lettre de crédit) : arrêt par le terminal.

Les opérations de récupération des paramètres vont pouvoir commencer par : Le banc de comptage / échantillonnage avec les inspecteurs et autres autorités. Jauge, température, pied d’eau, avec les inspecteurs et autres autorités. Depuis le navire, avec le débranchement des flexibles de chargement, les opérations de contrôle des citernes, de l'assiette et de la gîte du navire. Les opérations d'appareillage auront lieu le plus rapidement possible, dès la déconnexion des flexibles / bras de chargement pour des raisons de sécurité. Le pilote ordonne :

la fermeture des vannes du terminal,

la mise à disposition de l'équipage pour le débranchement des flexibles.

4.6.5. Temps de planche

4.6.5.1. Définition Lorsque le navire est arrivé dans la zone d’attente normale du Terminal, qu’il s’est conformé aux règlements du Terminal et qu’il est prêt à tous égards pour effectuer ses opérations commerciales, le commandant du navire remet son avis de mise à disposition (NOTICE OF READINESS), que le poste de chargement soit libre ou non.




Le temps de planche commencera à courir :

Si la notice est remise avant le commencement de la période de chargement, à la première des heures suivantes : - à 6 (SIX) heures, heure locale le premier jour de la période de chargement, ou au commencement du chargement.

Le Terminal n’est pas obligé de charger avant le début de la fourchette d’enlèvement sauf si cela l’arrange pour des raisons de stock ou opérationnelles. Le temps de planche commencera dans ce cas à 6 heures locales le matin du premier jour de la fourchette ou au début du chargement si celui-ci intervient avant.

Si la remise de la notice est comprise entre les dates limites de la période de

chargement : 6 (SIX) heures après la remise de la notice, ou au début du chargement, si celui-ci a commencé avant l’expiration de la période de 6 heures.

Si la notice est remise après le dernier jour de la période de chargement, le

vendeur n’est plus dans l’obligation de fournir le brut qui devait être chargé à moins qu’il ne l’accepte, auquel cas le temps de planche commencera au début du chargement

Dans tous les cas, le temps de planche cesse à la déconnexion des flexibles de chargement. (si il y a maintien des flexibles connectés pendant la reconnaissance à bord après le chargement, cela entraîne la continuation du temps de planche). Il faut parfaitement connaître le règlement de port ainsi que le lifting agreement car tous les règlements ne sont pas les mêmes; certains peuvent être plus contraignants pour les navires enleveurs. Le port est considéré fermé en dehors de ces heures. Si la N.O.R est présentée en dehors de cette période, elle est considérée présentée et acceptée à 6 heures (heure locale) le jour suivant. Tout navire présentant sa N.O.R après 16 heures (heure locale) le dernier jour de la période convenue d’enlèvement sera considéré comme arrivé après la période convenue d’enlèvement.

4.6.5.2. Temps de planche et surestaries Les conditions d’usage font que le temps de planche alloué (appelé aussi Laytime ou Staries) à l’opérateur du Terminal de chargement est égal à la moitié du temps de planche total pour les opérations de chargement et de déchargement, soit 36 heures, dimanche, jours fériés et nuits inclus, à moins que le chargement ne soit interdit les dimanches, jours fériés ou durant la nuit par les lois ou la réglementation en vigueur au Terminal de Chargement. On dit que les Staries sont non réversibles ; le temps est alloué pour chaque port, le cumul ne s’effectue pas.




Dans le cas de staries réversibles, les temps mis effectivement par le navire dans chaque port pour les opérations de chargement et de déchargement s’additionnent. Lors d’une réclamation pour paiement d’indemnités suite à un dépassement du temps, il faut contacter le Trading pour s’assurer quelle est la clause qui figure dans la charte partie. Ce cas peut être avantageux si les opérations de déchargement ont pris moins de 36 heures car il permet de moins ou de ne pas payer de surestaries. Attention, il faut demander ce renseignement car il ne vous sera pas systématiquement donné.

4.6.5.3. Augmentation du temps de planche Il est intéressant de noter et ceci est trop peu connu ou pris en compte que le temps de planche pourra être augmenté dans les deux cas suivants :

L’acheteur doit faire en sorte que le terminal soit avisé par lettre, radio ou télégramme de la date et de l’heure prévues de l’arrivée du navire au moins 72, 48 et 24 heures à l’avance ou de toute autre manière comme peuvent l’exiger les règles et réglementations applicables au Terminal de chargement.

Le fait d’omettre d’adresser l’une ou les notifications prévues augmentera le temps de planche accordé au Terminal d’un nombre d’heures égal à la différence entre l’heure à laquelle le navire aurait dû adresser sa(ses) notification(s) et celle à laquelle cette(ces) annonce(s) a(ont) été réellement faite(s), sans que l’augmentation totale du temps de planche ne puisse dépasser 24 heures.

De 4 heures supplémentaires pour chaque qualité différente de brut chargée par

le vendeur sur le navire au même poste de chargement, sous réserve des autres dispositions en vigueur au Terminal de Chargement

4.6.5.4. Temps non compté Tout laps de temps écoulé en raison de chacun des événements suivants ne sera pas compté comme temps de planche ou, si le bateau est déjà en surestaries, comme surestaries :

Retard pris par le navire pour atteindre ou quitter son poste de chargement dû à des causes qui échappent au contrôle de l’Opérateur (vendeur) ; (avarie moteur, problème de remontée d’ancre ou tout problème technique ou autre, inhérent a l’enleveur et dont la responsabilité du terminal ne peut être engagée)

Attente de remorqueurs, d’un pilote ou de la levée du jour ;

Toute perte de temps du fait du navire, en particulier tout retard pris par le

navire pendant les opérations de chargement y compris celui dû à des




équipements inadaptés ne permettant pas de charger la cargaison convenue dans le temps impartie ;

Interdiction de charger donnée à tout moment par l’acheteur, le propriétaire,

l’affréteur, le capitaine du navire ou les autorités du Terminal de chargement ;

Retard occasionné par de mauvaises conditions météorologiques et/ou de mer ;

Déballastage si ce dernier ne se fait pas simultanément aux opérations de chargement. S’il s’effectue simultanément mais qu’il impose une réduction de la cadence de chargement, il en sera tenu compte prorata temporis.

Déchargement des ballasts ou slops

Attente des autorisations du Service de Douanes ou de l’Immigration, de la libre

pratique, ou due à des demandes d’autres autorités locales ;

Retard du fait de la priorité donnée à un autre navire pour les besoins du marché local.

4.6.5.5. Feuille de temps (time sheet) Ce qui précède montre toute l’importance d’un document qui fera foi en cas de surestarie: la TIME SHEET. En effet, le calcul de la surestarie sera basé sur ce document, établi à la fin du chargement, parfois dans la précipitation. Ce document, signé par le Commandant et par le représentant du Terminal, réclame la plus grande attention. Souvent, chaque partie rédige son propre Time Sheet qu’elle fait signer aux autres. Il n’est pas rare de trouver ces Time Sheet signées par les mêmes personnes et portant des heures différentes. Au règlement de la surestarie, chaque partie produira la Time Sheet qui lui est la plus favorable d’où un contentieux. Ne pas oublier de noter le temps mis pour déballastage imposant un débit de chargement réduit sur demande de l’enleveur ainsi que toute attente et/ou arrêt en notifiant les raisons.




4.6.6. Documents pétroliers Le Loading Master (ou le pilote du terminal) est responsable de faire signer les documents par:

le commandant,

le contrôleur douane (manifestes et certificats d'origine),

les autorités. Il répartit les documents et les échantillons suivant la procédure documentaire. Recevoir et émettre les lettres de réserves. Il remet les documents sous enveloppe au commandant. Il est en contact radio permanent avec le Terminal pendant toute la durée des opérations.

4.6.7. Clôture du chargement pétrolier Après chargement, envoi du télex de chargement. Dépôt du dossier, vérification, mise sous pli et envoi par courrier express aux intéressés au plus tard 48 heures après le chargement. Le Loading Master :

rédige un rapport succinct en indiquant les événements qui ont eu lieu pendant le chargement,

calcule les surestaries,

établit l'ordre de refacturation afin qu'il soit refacturé à l'armateur l'assistance du

navire de servitude et toutes autres charges imputables au navire (frais de port),

remplit les fiches statistiques, occupation bouée, différence Bord/Ter, fiche tanker et observations diverses sur le navire.

Dès réception de la facture définitive, le Loading Master apure le dossier à la douane ; pour cela, joindre à la déclaration les documents suivants :

4 domiciliations exportation

1 facture définitive

1 copie autorisation ministérielle




1 connaissement copie

1 certificat de qualité et quantité

1 time sheet

1 relevé des creux

1 répartition des documents

1 reçu pour échantillon

1 manifeste de chargement

1 certificat d'origine

1 attestation d'exonération.

Après saisie de la déclaration provisoire le Loading Master vérifie et signe la déclaration et la dépose au bureau du Chef de service des liaisons informatiques pour acheminement à la Direction des douanes pour visa et au Service contrôle hydrocarbures pour enregistrement et contrôle. Le Service contrôle hydrocarbures retournera à l'exportateur un exemplaire de la licence.




5. LE COMPTAGE On pourra découper le comptage en deux domaines :

Le domaine commercial qui comprend les contrats, les achats, la vente et le transport.

Ce domaine est aussi appelé : comptage d’allocation et comptage transactionnel. Ils mesurent les quantités liquides ou gazeuses qui reviennent à chaque associé ou qui sont vendues. Les systèmes mesureurs ainsi que leurs méthodes d'utilisations doivent être agréés par les parties intéressées : associé, vendeur, acheteur, transporteur, organismes officiels etc.

Le domaine technique est une activité opérée par l’exploitation qui fournit des

données à différents utilisateurs (gisement, exploitation) pour :

Le suivi des champs (le monitoring des gisements) et des puits.

Les bilans production : effluents produits, rejetés, expédiés, injectés et consommés. Ces bilans peuvent être faits par puits, par plate-forme, par champ.

La conduite et le contrôle des installations.

Ce domaine est aussi appelé : comptage interne. Il répond uniquement à un besoin technique. Exemple : pour mener à bien les études Réservoir - Gisement, il est nécessaire de connaître les productions eau et huile de chaque puits.

Lorsque l’on parle de comptage, on pense souvent aux bancs de comptage permettant de comptabiliser l’huile avant de l’exporter. Le dessin ci-dessous nous montre le cheminement du fluide qui passe successivement du stockage vers le banc de comptage puis et remonté en pression par l’intermédiaire des pompes afin d’aller à la bouée d’enlèvement à laquelle le tanker est connecté.




Figure 48: Cheminement de l'huile stockée sur le FPSO Girassol avec le banc de comptage




5.1. LE BANC DE COMPTAGE La conception et/ou l’exploitation des moyens de comptages (mesures, calcul des quantités) nécessitent la prise en compte des caractéristiques et propriétés physiques des fluides comptés. Dans la mesure où le comptage technique s’intéresse aux quantités, aux conditions de comptage, mais aussi aux quantités obtenues dans d’autres conditions, les variations de propriété en fonction des conditions de traitement ou simplement de la pression et de la température doivent être appréhendées.

5.1.1. Description d’un banc de comptage type Un banc de comptage liquide comprend :

un collecteur d’entrée,

des lignes de comptage en parallèle comprenant un compteur type volumétrique ou turbine, et un conditionneur de débit (pour turbine), des mesures de pression et de température, des vannes d’isolation et de contrôle de débit,

un collecteur de sortie,

une boucle d’étalonnage comprenant un tronçon de tube étalon de volume connu,

délimité par une ou deux paires de détecteur de passage d’une sphère et une gare de lancement de la sphère. Le fluide est orienté par l’intermédiaire d’une ou plusieurs vannes. (4 voies dans le cadre d’une boucle bi-directionnelle),

un ou plusieurs calculateurs de comptage.

Figure 49: Boucle d'étalonnage




5.1.2. Exemple typique d’un banc de comptage

Figure 50: Banc de comptage sur Girassol Le banc de comptage ci-dessus est composé de :

3 lignes pour passer le débit d’huile expédiée, chaque ligne étant composée de :

1 filtre

1 tranquiliseur

1 compteur à turbine

1 banc d’étalonnage

1 by-pass




6. EXERCICES 1. Quelles sont les fonctions principales des terminaux pétroliers ?

2. Quels sont les équipements existants essentiellement sur terminaux terrestres ?

3. Quels sont les 2 traitements de brut, les plus important, effectués sur un terminal ?

4. Quels sont les principaux acteurs du terminal ?




5. Quel est le rôle du pilote ?

6. Quel est le but d’un bac à toit fixe ?

7. De quels éléments principaux est constitué un bac à toit fixe

8. Quel est le but des bacs à toit flottant




9. Donnez une représentation graphique d’un bac à toit flottant.

10. En matière de mesurage, qu’appelle t’on le « Jaugeage » ?




11. Donnez la procédure de mesure de niveau d’un bac à toit flottant.

12. À quelle distance mini des parois, doit on prendre une mesure de température dans un bac ?

13. Quel est le but de l’analyse d’échantillons d’un réservoir ?

14. Quelles sont les précautions à prendre lors d’une prise d’échantillon ?




15. Qu’appelle t’on FPSO ?

16. Quelles sont les fonctions du Turet sur une barge flottante ?

17. Quel est le but de l’injection de gaz inerte sur une barge ?

18. Quels sont les différents types de citernes à bord des Barges ?




19. Quelle est la fonction des bouées de chargement ?

20. Quel système de sécurité doit éviter une pollution marine en cas de rupture d’un des

flexibles de chargement ?

21. Qu’est ce qu’un VLCC et un ULCC ?

22. En combien de section est construit un terminal LNG ?

23. Qu’appelle t’on le temps de planche ?




24. Quel est le but du comptage sur un terminal ?




7. GLOSSAIRE




8. SOMMAIRE DES FIGURES Figure 1: Exemple de terminal terrestre...............................................................................5 Figure 2: FPSO Girassol......................................................................................................6 Figure 3: FSO Serepca 1 .....................................................................................................6 Figure 4: Bouée de chargement ..........................................................................................7 Figure 5: Séparateur triphasique .......................................................................................10 Figure 6: Free Water Knock Out ........................................................................................10 Figure 7: Wash tank...........................................................................................................11 Figure 8: Treater-heater.....................................................................................................11 Figure 9: Dessaleur électrique ...........................................................................................12 Figure 10: Chaîne de traitement type ................................................................................13 Figure 11: Ecart entre la production déclarée et reçue ......................................................17 Figure 12: Bilan réconcilié..................................................................................................17 Figure 13: Bacs de stockage .............................................................................................18 Figure 14: Exemple de fondation de bac ...........................................................................19 Figure 15: Robe d'un bac...................................................................................................19 Figure 16: Bacs à toit fixe ..................................................................................................20 Figure 17: Bac à toit fixe ....................................................................................................21 Figure 18: Bacs à toit flottant .............................................................................................22 Figure 19: Exemple de bac à toit flottant, type ponton annulaire .......................................23 Figure 20: Principe d'un FSO.............................................................................................24 Figure 21: Citerne d'un FPSO............................................................................................25 Figure 22: Conception du stockage ...................................................................................26 Figure 23: Canon de lavage...............................................................................................26 Figure 24: Sonde trois fonctions ........................................................................................27 Figure 25: Pompe immergée type FRAMO........................................................................28 Figure 26: Limites d'inflammabilité d'un mélange d'hydrocarbures ....................................30 Figure 27: Purge d'une citerne...........................................................................................31 Figure 28: Protection contre la surpression et dépreesion.................................................32 Figure 29: FSO Turret Mooring System.............................................................................34 Figure 30: Stockage GNL ..................................................................................................35 Figure 31: Ruban gradué lesté ..........................................................................................38 Figure 32: Prise d'échantillons ...........................................................................................44 Figure 33: FPSO et bouée de chargement ........................................................................53 Figure 34: Bouée de chargement ......................................................................................54 Figure 35: Lignes de connexion entre le FPSO et la bouée...............................................54 Figure 36: Tuyau flottant ....................................................................................................54 Figure 37: Bouée de chargement ......................................................................................55 Figure 38: Raccords frangibles à obturation automatique..................................................56 Figure 39: Terminal GNL ...................................................................................................57 Figure 40: Capacité de regazéification du terminal méthanier ...........................................58 Figure 41: Bras de chargement .........................................................................................59 Figure 42: Bras marine type "S".........................................................................................59 Figure 43: Tankers.............................................................................................................60 Figure 44: Super pétroliers ................................................................................................61 Figure 45: Méthaniers ........................................................................................................61




Figure 46: Transport de GNL.............................................................................................62 Figure 47: Chargement d'un tanker ...................................................................................64 Figure 48: Cheminement de l'huile stockée sur le FPSO Girassol avec le banc de

comptage....................................................................................................................72 Figure 49: Boucle d'étalonnage .........................................................................................73 Figure 50: Banc de comptage sur Girassol........................................................................74




9. CORRIGE DES EXERCICES 1. Quelles sont les fonctions principales des terminaux pétroliers ?

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...)

2. Quels sont les équipements existants essentiellement sur terminaux terrestres ?

Les gares de racleurs. Les compteurs de production avec échantillonneurs. Les bacs de réceptions ou bacs tampons à toit fixe.

3. Quels sont les 2 traitements de brut, les plus important, effectués sur un terminal ?

Teneur en eau : Les coûts du transport sont calculés sur les quantités totales (huile + eau) transportées. Il ne faut donc pas pénaliser l'acheteur. Salinité : Les raffineries ont une capacité de déssalage limitée

4. Quels sont les principaux acteurs du terminal ?

Le trading HSE Le laboratoire La logistique Marine Les remorqueurs Le pilote La logistique aérienne Le responsable Association La raffinerie L’agent Maritime Les services des mines et Douane Le port et Capitainerie La société d’inspection




5. Quel est le role du pilote ?

Il assiste le Capitaine pour la conduite du navire à l'entrée et à la sortie de la zone de pilotage ou pour tous les déplacements dans cette zone. Pendant le séjour du navire au poste de chargement, il reste à bord du navire en veille permanente. S'assure que les dispositions de sécurité ont été prises (hublots fermés, lances d'incendie installées et branchées, circuit d'incendie sous pression, dalots fermés...) suivant la safety check list. Surveille le déballastage en s'assurant, par des rondes fréquentes autour du navire, qu'il n'y a pas de pollution.

6. Quel est le but d’un bac à toit fixe ?

Les bacs à toits fixes sont prévus pour le stockage d'hydrocarbures peu volatiles du type brut dégazé, fuel ou bitumes qui génèrent de faibles émissions à l'atmosphère (pression interne en marche normale est quasi nulle).

7. De quels éléments principaux est constitué un bac à toit fixe

Le Fond du bac est construit en plaque de tôles se recouvrant et soudées entre elles. La robe du bac est constituée d’un empilage vertical de bandes de tôles soudées. La ceinture également pour maintenir la forme cylindrique de celui-ci.

8. Quel est le but des bacs à toit flottant

Les bacs à toit flottant sont destinés au stockage des HC les plus volatiles. Dans le bac sans toit fixe, est placé une structure qui flotte à la surface du liquide pour éviter la formation d'un ciel gazeux. De ce fait, l’espace vapeur en surface est éliminé, ce qui a pour but de réduit les pertes par évaporation, diminuer les risques incendie et diminuer la pollution atmosphérique.

9. Donnez une représentation graphique d’un bac à toit flottant.




10. En matière de mesurage, qu’appelle t’on le « Jaugeage » ?

Les opérations comprenant les différents mesurages effectués dans un réservoir afin de déterminer la quantité de liquide qu'il contient.

11. Donnez la procédure de mesure de niveau d’un bac à toit flottant.

Après un transfert de produit, ne pas commencer l’opération de jaugeage tant que les mouvements de produit à la surface n’ont pas cessés. Vérifier que le toit ne repose pas sur les béquilles. Toit en flottaison. Vérifier l’absence de frottement du toit sur la robe. Vérifier le mouvement libre de l’échelle du toit. Vérifier l’absence de vent qui peut exercer de la pression sur le toit. Le jaugeage ne doit pas être effectué par temps d’orage électrique. L’opérateur doit toucher une partie quelconque du réservoir avant l’exécution du jaugeage, pour mettre à la terre toute charge d’électricité statique.

12. À quelle distance mini des parois, doit on prendre une mesure de température dans un

bac ?

Les mesures de température sont prises à plus de 500 mm des parois du réservoir. 13. Quel est le but de l’analyse d’échantillons d’un réservoir ?

Elle a pour but d'obtenir des échantillons les informations suivantes: La qualité du liquide ou des hydrocarbures. Le BSW. La teneur en eau.

La présence d'autres impuretés ne faisant normalement pas partie du liquide transféré. Teneur sédiment.

14. Quelles sont les précautions à prendre lors d’une prise d’échantillon ?

Le personnel d'échantillonnage doit recevoir une formation complète. Le matériel d'échantillonnage utilisé en atmosphère inflammable doit être d'un matériau ne produisant pas d'étincelles. Le dispositif d'échantillonnage doit constamment être relié à la terre soit par une mise à la terre directe sur la structure du réservoir Il est recommandé de ne pas effectuer l'échantillonnage pendant les périodes d’orages et de perturbations atmosphériques électrique. Ne commencer l'échantillonnage que lorsque le contenu du réservoir est au repos. L’état de propreté des appareils doit être vérifié avant usage. Ne pas utiliser de bouchons en caoutchouc naturel.




15. Qu’appelle t’on FPSO ?

Un FPSO est une unité de production et de stockage flottante. Cette définition couvre une large variété de barges utilisées pour la production d’huile et de gaz offshore. Plus simplement nous employons l’abréviation FPSO, pour se référer à une unité qui comprend un stockage ainsi que des installations de production.

16. Quelles sont les fonctions du Turet sur une barge flottante ?

Système assurant: Ancrage en type ‘’weather vaning’’ du F(P)SO. La réception de la production. L’expédition du produit vers une bouée de chargement (option). La réception de gaz pour Fuel-Gas (option). La réception d’énergie électrique (option). La commande hydraulique de vannes de PLEM (option). Le signal de positionnement de vannes de PLEM (option).

17. Quel est le but de l’injection de gaz inerte sur une barge ?

Il est utilisé pour interdire la rencontre Gaz HC / Air. De maintenir en pression le stockage pendant le déchargement. De maintenir une atmosphère avec < 8% O2 dans le stockage. D’assurer les phases de purge (dégazage) d’une citerne. Les Gaz d’HC

sont chassés par le Gaz Inerte 18. Quels sont les différents types de citernes à bord des Barges ?

Citernes de réception (settling tanks) Citernes de stockage de brut dégazé (COT) Citernes de ballast (dont peaks avant et arrière) Citernes de slop Citernes de méthanol Citernes utilités (caisses à diesel, fuel, eau douce,…) Vides structurels (cofferdams, voids, double paroi,…)

19. Quelle est la fonction des bouées de chargement ?

Servir d’intermédiaire entre le FPSO et le tanker. La bouée est ancrée au fond à 1.5Km du FPSO et grâce à deux lignes en acier de 16 pouces ayant la forme d'un W flottent l'une au-dessus de l'autre, la plus élevée mesurant 2 400 mètres de long et la plus profonde 2 750 mètres, relie le FPSO au tanker.




20. Quel système de sécurité doit éviter une pollution marine en cas de rupture d’un des flexibles de chargement ?

Les tuyaux souples doivent être dotés de raccords frangibles à obturation automatique (Marine Breakaway Coupling)

21. Qu’est ce qu’un VLCC et un ULCC ?

Les VLCC (Very Large Crude Carriers, très gros transporteurs de brut) atteignent 250 000 à 300 000 tonnes de capacité.

Les ULCC (Ultra Large Crude Ccarriers, hyper gros transporteurs de brut) ont une capacité supérieure à 300 000 tonnes de brut et jusqu’à 500 000.

22. En combien de section est construit un terminal LNG ?

3 sections : Reception > jetée Stockage > bacs LNG Regazéification

23. Qu’appelle t’on le temps de planche ?

C’est la période dans laquelle le navire est arrivé dans la zone d’attente normale du Terminal, qu’il s’est conformé aux règlements du Terminal et qu’il est prêt à tous égards pour effectuer ses opérations commerciales, le commandant du navire remet son avis de mise à disposition, que le poste de chargement soit libre ou non.

24. Quel est le but du comptage sur un terminal ?

Ils mesurent les quantités liquides ou gazeuses qui reviennent à chaque associé ou qui sont vendues. Les systèmes mesureurs ainsi que leurs méthodes d'utilisations doivent être agréés par les parties intéressées : associé, vendeur, acheteur, transporteur, organismes officiels etc.