Source: https://www.scribd.com/document/138229031/La-Depressurisation
Timestamp: 2017-06-28 20:30:58+00:00
Document Index: 167757821

Matched Legal Cases: ['arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ']

La DepressurisationUploaded by saaoudkhan4692Related InterestsValveTrainPressureSafetyAutomatic ControlRating and Stats0.0 (0)Document ActionsDownloadShare or Embed DocumentEmbedView MoreCopyright: Attribution Non-Commercial (BY-NC)List price: $0.00Download as PDF, TXT or read online from ScribdFlag for inappropriate contentLE PROCESSLA DÉPRESSURISATION
SUPPORT DE FORMATION COURS EXP-PR-PR-110 Révision 0.1
Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
1. OBJECTIFS .....................................................................................................................3 2. LES FONCTIONS DE LA DEPRESSURISATION ...........................................................4 3. LE FONCTIONNEMENT DE LA DÉPRESSURISATION.................................................6 3.1. CLASSEMENT DES DIFFÉRENTS NIVEAUX DE SHUT DOWN (S.D.) ..................6 3.1.1. SD 3 ..................................................................................................................6 3.1.2. SD 2 ..................................................................................................................7 3.1.3. ESD 1 ................................................................................................................8 3.1.4. ESD 0 (destiné plus particulièrement aux installations Offshore) ......................9 3.2. DÉROULEMENT D'UNE DÉPRESSURISATION AUTOMATIQUE ........................12 3.3. DÉROULEMENT D'UNE DÉPRESSURISATION MANUELLE ...............................16 3.4. EXERCICES ...........................................................................................................18 4. DIFFERENTS TYPES D’ÉQUIPEMENTS UTILISÉS ....................................................19 4.1. BLOW DOWN VALVES ..........................................................................................19 4.1.1. Description ......................................................................................................19 4.2. SOUPAPES DE SÉCURITÉ DE PRESSION ..........................................................20 4.3. LIGNES EN AMONT DES DISPOSITIFS DE DETENTE ........................................21 4.4. LIGNES EN AVAL DES DISPOSITIFS DE DÉCHARGE ........................................21 4.5. PRINCIPE DE MONTAGE ......................................................................................22 4.6. EXERCICES ...........................................................................................................23 5. CONDUITE DE LA DÉPRESSURISATION ...................................................................24 5.1. DÉPRESSURISATION AUTOMATIQUE SUITE A ESD 1 ......................................24 5.2. DÉPRESSURISATION COMMANDÉE MANUELLEMENT.....................................25 5.3. EXERCICES ...........................................................................................................27 6. REPRÉSENTATION ET DONNÉES..............................................................................29 6.1. LOGIGRAMMES ESD.............................................................................................29 6.2. DIMENSIONNEMENT.............................................................................................33 7. GLOSSARY ...................................................................................................................34 8. SOMMAIRE DES FIGURES ..........................................................................................35 9. SOMMAIRE DES TABLEAUX .......................................................................................36 10. CORRIGÉ DES EXERCICES ......................................................................................37
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Après l'étude du module Dépressurisation l'opérateur doit savoir : Pourquoi a-t-on conçu les procédures de Dépressurisation en quoi consiste-t-elle ? Quelles sont les deux formes de dépressurisation Citer les causes qui initialisent la première Décrire Comment elle se produit Expliquer schématiquement l'organisation d'un ESD 1 Comment procéder à une dépressurisation commandée volontairement Connaître les phénomènes physiques qui se produisent pendant la dépressurisation Les spécificités des équipements utilisés Connaître sur site les emplacements de commande d'un ESD 1 & SD2
Un système à déclenchement automatique d'évacuation des hydrocarbures gazeux sous pression des installations vers le système torches. Consécutivement à la haute potentialité de dangerosité des hydrocarbures et des volumes manipulés dans les installations et considérant les accidents survenus dans l'histoire du pétrole.) de l’unité appelé Emergency Shut Down (E.a. un filtre coalesceur. les quantités d'hydrocarbures contenues sous pression dans les équipements de production). un séparateur. Il nécessite l’isolation préalable de la zone process à dépressuriser par activation du système de Shut Down (S.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
2. sans intervention humaine. un ensemble de déshydratation.) pour cet événement spécifique. et en même temps réduisant la pression à l'intérieur des équipements à une valeur proche de la P0. Il consiste en: Un système de détection des paramètres procédé à risques tels que Pression. Ce système internationalement appliqué est appelé Emergency Depressurisation (EDP).S.D. dés que l'isolation de la zone est effectivement réalisée
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.D. Mise en sécurité en mode automatique par dépressurisation des équipements.d. La dépressurisation pour maintenance : Il peut aussi être déclenché manuellement pour transfert à l'entretien d'un équipement totalement vide d'hydrocarbures avant intervention ou par exemple un train de production complet comprenant un WKO. On distinguera deux cas de dépressurisation : La dépressurisation d’urgence : Réduire le potentiel inflammable de l'inventaire (c. il a été mis au point un système automatique de mise en sécurité des unités de production & autres en prenant en considérations les facteurs à risques pour réduire les dangers d'explosion et de feu. LES FONCTIONS DE LA DEPRESSURISATION
L’objectif de la dépressurisation est d’éviter l'aggravations des risques liés aux hydrocarbures dans les situations hasardeuses en minimisant la quantité d'hydrocarbures gazeux dans l'installation en les évacuant rapidement au système torche ou ils sont brûlés. Températures. Niveaux qui agit en particulier sur des vannes d’isolation spécifiques permettant l’interruption de l’alimentation en hydrocarbures de la zone incriminée. Par exemple l'ensemble des unités de production (plusieurs trains de production fonctionnant en parallèle).
Ce phénomène appelé Boiling Liquid Expansion Vapour Explosion peut être très rapide c'est pourquoi la dépressurisation automatique doit intervenir si rapidement & abaisser la pression à 7Barg en l'espace de Sept minutes (réglementation internationale) Le système peut aussi être initialisé : manuellement à la demande par le personnel en salle de contrôle par le moyen d'un tableau particulier disposant de boutons poussoir clairement identifiables et sécurisés mécaniquement pour empêcher leur déclenchement accidentel.D. Il est hors de question de laisser l'unité sous pression parce que le feu augmentant la température de ces équipements d'une part il y aurait ramollissement du métal par la chaleur & conjugué à l'augmentation de la pression à une valeur telle que malgré l'ouverture des soupapes (surtout si elles n'ont pas été calculées pour le cas de feu) il surviendrait l'explosion d'une ou plusieurs capacités (Catastrophe du dépôt HC de San-Juan dans la banlieue de Mexico en 1984).Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Particulièrement si l'ESD 1 a été déclenché par une détection feu ou même seulement par détection gaz une fois l'unité isolée physiquement.V) qui assurent la dépressurisation commandée par le système de Shut Down peuvent être passées en mode manuel pour une dépressurisation d'une capacité soit: pour opération de maintenance par précaution en présence de hasards (surtout en offshore) en cas de dangers imminents (attaques terroristes) pour raccordement à de nouveaux équipements.
. Les vannes spéciales (B. A l'extérieur par des boutons poussoir protégés sur des bornes installées à des endroits facilement accessibles et bien en vue.
ce qui va faire monter la pression du gaz à l'entrée des autres trains jusqu'au PSHH dans le collecteur.S. On distingue alors deux sous-niveaux: SD 3 SD 2
3.D.D. …)
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. Exemple d'un cas courant : Fermeture de la vanne SDV sortie huile d'un séparateur suite à la non-réaction de l'opérateur lors de l'apparition de l'alarme LAL ou de la mauvaise régulation de la LCV chargée du contrôle du niveau. ensuite les puits & finalement on aboutira à un ESD 1! Plusieurs niveaux indépendants de SD 3 peuvent donc coexister ( SD 3F.1. SD 3G etc.D. SD 3
Le SD3 ne concerne que le retour à une valeur vers la normale d'un paramètre qui a dérivé jusqu'à une situation d'alarme avec action d'arrêt.)
Issu d'un consensus international l'organisation de la structure du système d’Arrêt d’Urgence (Shut Down) d’une unité est constitué de deux niveaux principaux :: S. Étant liés à des équipements spécifiques l'isolation &/ ou l'arrêt de ces équipements peut n'avoir que des conséquences limitées sur le fonctionnement de l'unité.1. le niveau a continué à baisser jusqu'à la manifestation de l'alarme LALL qui s'accompagne de l'action de fermeture de la SDV. ce qui fermera l'ESDV en amont. LE FONCTIONNEMENT DE LA DÉPRESSURISATION
3.1.) ne prennent en principe en compte que les valeurs anormales du procédé telles que les valeurs de déclenchement en High High et Low Low. CLASSEMENT DES DIFFÉRENTS NIVEAUX DE SHUT DOWN (S. (Emergency Shut Down) Les niveaux de Shut–Down (S.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
3. Attention cependant : La non réaction du personnel d'opération peut aller jusqu'à l'avènement d'un SD2 ! Exemple : un LSHH du niveau de TEG dans un absorbeur gaz humide ferme la SDV d'entrée gaz humide au train.D. (Shut Down) E.
G. par exemple dépressurisation d'un compresseur en vue d'intervention d'entretien.d que ce ne sera plus un séparateur mais une portion de ligne en écoulement diphasique à la sortie gaz!
. d'un Séparateur.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
La dépressurisation peut être déclenchée manuellement si nécessaire pour un équipement donné.E.1. et d'une FCV en sortie de train.2.
3.V sera montée de préférence sur le WKO ou sur le séparateur plutôt que sur l'absorbeur (possibilité d'envoyer du TEG au ballon de torche pendant la dépressurisation) Et sur le circuit fermé de circulation du TEG une SDV d'entrée du TEG anhydre à l'absorbeur une SDV sortie du TEG hydraté de l'absorbeur Trois paramètres sont en général pris en compte dans le SD2 : Un PSHH sur le WKO ou le séparateur Un LSHH sur le Séparateur Un LSHH du TEG dans l'absorbeur Le danger de ces trois paramètres est que: Pour le PSHH : si rien ne se passe à cette valeur ce sont les soupapes (PSV) qui vont ouvrir à éviter ! Pour le LSHH : dans le séparateur on peut aboutir jusqu'à l'engorgement c. il y a sur le circuit procédé principal: Une SDV à l'entrée du train en amont du WKO Une SDV en sortie du train en aval de la FCV La B.a.D. d'un absorbeur de déshydratation au T. SD 2
Le SD2 prend en compte le ou les paramètres limites au-delà duquel il peut y avoir incident sur un train de procédé Par exemple dans un train de production composé d'un WKO.
1.3. feu. isolé de toute source extérieure d’hydrocarbures. etc…) Il prend en compte la totalité d'une installation de production y compris les sections utilités.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Si c'est le LSHH du TEG de l'absorbeur on peut aller jusqu'à un mélange avec le gaz humide qui peut se présenter sous une forme d'émulsion ce qui va diminuer l'absorption et entraîner des pertes de TEG. Cependant il est laissé à l'initiative de l'équipe de production la possibilité d'opérer une dépressurisation partielle ou non de ce train de production pour : Évacuer un gaz humide dont la température va baisser ce qui peut causer au redémarrage la formation d'hydrates Ou encore l’ouverture d'une PSV si la pression est très proche de son point de déclenchement Donc dernière étape de mise en sécurité totale par la dépressurisation volontaire en ouvrant la B. Il peut être déclenché: manuellement depuis la salle de contrôle (panneau boutons ESD)
. ESD 1
Il a pour but de réagir à une situation susceptible d’inclure l’ensemble de l’unité (fuite majeure.V en la passant au statut " Manuel " L’Emergency Shut Down (ESD) est généralement structuré en deux niveaux:
3.D. A l'atteinte de l'une de ces trois valeurs (High High) le système Process Control System (PCS) va déclencher le SD 2 de la façon suivante: Apparition de l'alarme incriminée sur le DCS & PCS & simultanément par ordre logique: Fermeture de la SDV d'entrée Puis fermeture de la SDV de sortie du train Arrêt de la pompe de circulation TEG Fermeture de la SDV d'entrée du TEG anhydre dans l'absorbeur Fermeture de la SDV sortie du TEG hydraté de l'absorbeur A ce stade le train est déjà en sécurité car il est en situation statique.
inventaire des capacités) Arrêt de tous les moteurs thermiques & électriques (excepté pour les pompes incendie) Extinction de toutes les sources potentielles d’ignition Démarre les pompes incendie (sauf si détection gaz supérieure à 75% de la LEL autour des moteurs diesel d'entraînement des pompes) Isolation de tous les équipements électriques non utilisables en zone dangereuse.1. Déclenche les alarmes visuelles et sonores Le Public Address (PA) reste disponible pour les communications de sécurité (via des équipements utilisables en Zone 2 minimum).4. NB: L'ESD1 peut se décliner en ESD 1 intermédiaires par zone de feu ESD1 F et ESD1 G (zones physiquement séparées par des distances ou des « murs coupe feu » A noter aussi que si la transmission du signal ESD 1 ne parvient pas aux puits dés que les ESDV d'entrée sont fermées à l'entrée de l'installation de production la remontée de la pression dans le réseau de collecte des puits va atteindre la valeur du PSHH de chaque puits et donc leur fermeture dite en « cascade ». ESD 0 (destiné plus particulièrement aux installations Offshore)
Mêmes dispositions que pour l'ESD 1 plus: Arrêt de l’ensemble des équipements encore en service ou sous tension (exceptés les aides à la navigation utilisables en Zone 1) Évacuation du personnel
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.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
automatiquement par détection de feu (en zone ouverte) ou fuite de gaz (panneau Fire & Gas) Il initialise les séquences suivantes: Fermeture de toutes les SDV et ESDV Ouverture des B. après un délai de temps variable suivant les installations et les volumes en place (isolation préalable des sources d’hydrocarbures.V pour initialiser la dépressurisation.
3. seul le courant continu de batteries est en service pour assurer l'éclairage de secours et les fonctions principales du DCS (via des équipements utilisables en Zone 2 minimum) Inhibe le démarrage des groupes de secours.D.
Seul l'utilisation de la radio est encore possible pour annoncer sur les ondes le signal "S O S” ou "Mayday Mayday" On trouvera ci-dessous un tableau général des différentes causes et effets des cas usuels de Shut-Down
CAUSES Bouton poussoir ESD-0 (action directe) Détection de fuites de gaz dans la salle technique. Air dans le PSLL Pression de gaz combustible faible SD-2 (action directe) Anomalie d’équipement Détection feu à l’intérieur d’un package Détection de fuites de gaz à l’intérieur d’un package ESD-0
TYPE D’ARRÊT ESD-1 ESD-1 ESD-1 ESD-1 ESD-1 ESD-1 SD-2 SD-2 SD-2 SD-2 SD-2 SD-3 SD-3 SD-3 SD-3 SD-2 SD-3
Table 1: Causes et types de Shut-Down initialisés
. Détection de fuites de gaz à l’extérieur Détection feu à l’extérieur Tension faible de batterie de l’UPS ESD-1 (action directe) Défaut significatif de procédé Perte de confinement Torche du LSHH. Ballon du WKO.
P.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
On remarquera que ce tableau montre que les cas de ESD 1 ne concernent pas les variables du Procédé. plus la perte d'alimentation des batteries par défaut des Uninterruptible Power Supply (U. mais seulement les cas de "Fire & Gas Detection".) Le graphique suivant montre comment peut évoluer la situation d'une installation depuis le statut de " situation normale " à "situation désastreuse" si les différents niveaux SD / ESD n'ont pas été initialisés d'une façon efficace
Figure 1: Schéma de l'évolution de situation normale à évènement accident
la dépressurisation est activée par l’ESD et / ou l'USS en ouvrant les Blow-Down Valves des trains.2.) sur au moins deux capteurs du site dans une même zone feu. aussitôt se produit les séquences suivantes: Les détecteurs relayés en Interface Room envoient un signal au système « Fire & Gas » qui déclenche les alarmes sonores & visuelles en salle de contrôle et à l'extérieur.D.V.E. démarre les moyens de lutte anti incendie et parallèlement il transmet le signal au système ESD.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
3. PCV et XV venant des équipements Haute Pression (usuellement au-dessus de 10 Barg) Le réseau Basse Pression (BP) sur lequel sont montées les décharges des PSV. XV et disques de rupture venant des équipements Basse Pression La raison de cette séparation est justement d'éviter le blocage du débit de gaz BP par une pression trop élevée dans le collecteur commun (s’il en était ainsi).V. Le gaz est ainsi purgé au système des Torches Normalement deux reseaux de torches sont installés dans les installations " Oil & Gas ": Le réseau Haute Pression (HP) sur lequel sont montées les décharges des PSV. En conséquence durant la dépressurisation les flux de gaz HP & gaz BP débitent dans leurs réseaux respectifs. compromettent ainsi l'évacuation des gaz provenant des équipements BP et pouvant même provoquer l'ouverture des PSV qui ne pourraient pas évacuer l'excèdent de pression des capacités concernées. B.L. DÉROULEMENT D'UNE DÉPRESSURISATION AUTOMATIQUE
Le système de détection fuites de gaz ou détection feu (plus communément appelé Fire & Gas System) a été initialisé par la détection de gaz à 50% de la Low Explosive Limit (L. PCV. L'ESD déclenche directement ou via le PSS la fermeture des vannes d'urgence de sécurité (Emergency Shut Down Valve) située en amont & celle en aval des trains Le PSS ferme les Shut Down Valves en amont et en aval de chaque train Après un délai de temps permettant la réalisation des isolations des diverses zones incendie. La durée de la dépressurisation doit être aussi rapide que possible tout en évitant:
en dessous desquels il faut changer de grade de métaux (aciers inox ou dérivés d'aluminium ces derniers étant limités en pression) Le risque de formation d'hydrates en aval des organes de détente D’arriver aux limites des capacités de la torche avec le risque de débordement au nez de la torche de liquides hydrocarbures se trouvant dans le ballon de pied de torche (Flare Drum) Par ailleurs sont inclus dans la mise en sécurité les éléments suivants: Tous les moteurs thermiques sont inhibés ainsi que les moteurs électriques (non utilisables en zones dangereuses) Les alimentations électriques HT & BT sont inhibés. Ce processus est connu sous le terme: B.Système de contrôle de procédé : Contrôles et alarmes associés PSS (Process Shutdown System . Ce niveau est le réseau de protection « mécanique » contre les surpressions. et seul le courant continu produit par les batteries est toléré pour le fonctionnement des Direct Control System (via des équipements utilisables en zones dangereuses ou situés en endeintes closes) NB: En cas de dysfonctionnement du système de dépressurisation. (Boiling Liquid Expanding Vapour Explosion) On trouvera ci-dessous l'agencement courant des structures des systèmes de sécurité pour une installation standard d'exploitation " Oil & Gas " PCS (Process Control System .Système d’arrêt de procédé : Déclenchements et actions de SD (PSS) associés
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.E. testées.V. les soupapes PSV (Pressure Safety Valve)l Se reporter au cours EQ190 sur les soupapes pour connaître la sécurité absolue qu'elles présentent (encore faut-il qu'elles soient correctement calibrées. le second niveau de protection reste en secours. à savoir.E.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Les débits trop importants dans le réseau HP qui peuvent engendrer des problèmes structuraux (très grande vitesse dans les coudes) vibration qui mettent à mal les supports des lignes L’atteinte de températures inférieures à ─ 48°C.L. installées et non isolées en amont et aval) A connaître aussi la particularité des PSV dites de feu qui ont la caractéristique fondamentale de pouvoir supporter les très forts débits causés par l'augmentation de pression causée par l'échauffement des parois d'une capacité contenant surtout des hydrocarbures liquides en cas de feu proche de la capacité.
Système d’arrêt d’urgence : Actions de l’arrêt d’urgence (ESD) Fire & Gas System .Système de sécurité ultime : Duplication des actions de secours essentielles de l’ESD via un système indépendant. non adressable) Le schéma de la page suivante présente l'organigramme de l'ensemble des moyens de contrôle des opérations de Sécurité PCS. F & G d'une installation Oil& Gas On y distingue clairement la répartition des tâches des différents systèmes logiques et les interactions entre eux
.Système feu et fuites de gaz : Détection/Action feu et fuites de gaz + Liaison avec le système de l’ESD USS (Ultimate Safety System . PSS.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
ESD (Emergency Shut Down system .
Exploration & Production Le Process La Dépressurisationn
Figure 2: Architecture typique du système de sécurité d'une installation Oil & Gas
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un absorbeur de déshydratation au T. l'opérateur tableau ferme manuellement les SDV entrée & sortie du train Demande la mise en circulation TEG en by-passant l'absorbeur. La séquence des différentes phases est la suivante : On ne peut qu'augmenter légèrement le débit de charge du train restant Fermer les puits pour rentrer dans la plage des débits de charge d'un train Simultanément on diminuer progressivement le débit de gaz du train en contrôlant la baisse avec son FIC et l'augmentation du débit des deux trains qui restent en service avec leurs FIC. la réalisation qui s'en suit ne doit pas présenter de risque particulier. de façon à obtenir une transition sans accoups Diminuer le niveau des liquides dans le WKO & Séparateur jusqu'à l'apparition du LSLL qui fermera les SDV huile & H2O Quand le débit arrive à zéro. la dépressurisation commandée manuellement est un acte planifié pour intervention du Département entretien.3. Considérant que le train est constitué des éléments standards. à savoir un WKO. DÉROULEMENT D'UNE DÉPRESSURISATION MANUELLE
La différence par rapport à la dépressurisation déclenchée par le système ESD 1 qui est une action automatique liée à un événement ponctuel imprévisible. un Séparateur. donc toutes les phases sont préparées & une procédure a été éditée. et une FCV en sortie de train Si l'installation dispose de trois trains de production et que l'on veut limiter les pertes dues à l'arrêt d'un des trains on compense en augmentant la charge sur les deux trains restants en se limitant toutefois à des conditions de débit inférieures au " Design " Si l'installation ne dispose que de deux trains.E.V en mode manuel et commande son ouverture pour effectuer la dépressurisation du train Ferme la PCV en manuel du train ou augmente le point de consigne de son PC Arrête la chauffe du rebouilleur et laisse l'aéroréfrigérant en service pour accélérer le refroidissement du TEG Demande l'arrêt de la pompe de circulation TEG quand sa température est en dessous de 40°C
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. diminue le débit TEG et la température du rebouilleur Passe la B.D.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
V pour maintenir la pression de " chasse " jusqu'à l'apparition du LSLL qui fermera la SDV sortie huile.D.D.4°C / 1 Barg de baisse
. A ce moment là il faut refermer temporairement la B.
Critère à connaître: Diminution de température par 1 Barg de détente : Pour une détente avec vanne Joule Thomson le taux est de 0.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Ensuite les vannes manuelles amont et aval du train sont fermées et cadenassées.D.V est refermée mais doit rester opérationnelle jusqu'à nouvel ordre Les SDV doivent être inhibées en ouverture par le service Instrumentation Remarque: Si le train dispose d'un Séparateur Basse Pression ( BP ) en aval de la sortie huile il est conseillé d'ouvrir la B. La B.V avant d'entreprendre la baisse des niveaux liquide et de ne la commencer que lorsque la pression du train est supérieure d'environ 1Bar à la pression du séparateur BP.
G. Séparateur. ?
1. Définir l'objectif de la Dépressurisation :
2. Absorbeur au T.4. Quelles sont les situations de mise en dépressurisation d'une installation ?
3.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
3. Quelles sont les situations de mise en dépressurisation d'un train de production standard avec WKO.E.
1. – Tight Shut Off)
.S. Description
Une vanne « Blow-Down ». ou par soudure avec internes remplaçables.O. C’est une vanne à boisseau sphérique à passage intégral (Full Bore) à raccordement par brides. Elles relient les équipements sous pression du Process au système torches Elles sont actionnées à distance automatiquement par le système E. Elle fonctionne en tout ou rien à 1/ 4 de tour avec actionneur pneumatique ou motorisé . DIFFERENTS TYPES D’ÉQUIPEMENTS UTILISÉS
Dans les systèmes ESD et SD. ou commandées manuellement par le personnel d'opération Figure 3: Blow-Down Valve L’illustration représente une Blow-Down Valve 2" du fabricant Spirax / Sarco avec indication des fins de course pour connaîotre la position de la vanne au DCS / PCS La B.V est de type à plein passage (FB – Full Bore) et occupe obligatoirement la position ouverte par manque d'air instrument (FO – Fail Open).1.1.S.D.D. on utilise les équipements suivants : Blow Down Valves (Vannes de dépressurisation) Lignes en amont alimentant les organes de dépressurisation Lignes en aval des organes de dépressurisation
4. est une vanne de métallurgie spéciale permettant de supporter des températures inférieures à -48°C. BLOW DOWN VALVES
4. Elle est totalement étanche en position fermée (T.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
D. la durée de la dépressurisation et la température limite basse à ne pas dépasser) Il est monté en aval de la B.V pour que la ∆P qui engendre la diminution de température se fasse dans l'orifice et non pas dans la B.D. donc la vanne d’isolement doit être impérativement de la même série ANSI ou API que la B. SOUPAPES DE SÉCURITÉ DE PRESSION
Se référer au cours EQ190 " Soupapes de sécurité »
.D.D.V.2.V sans perte de gaz à la torche.D. Ceci impose que la vanne d’isolement aval soit fermée pendant le test. La vanne d'isolement en aval de la B. on doit procéder à des tests périodiques d’ouverture de la B. la pression sera celle de la capacité d’où vient le gaz.
4.D. le volume ramené aux conditions normales.V afin d'éviter le blocage de la vanne par hydrate ou gel.V est sécurisée ouverte (Car Seal Open ou Locked Open) pour éviter sa fermeture par erreur Le changement de série métallurgique en aval de la vanne d'isolement s’explique par le fait que durant la marche normale de l’unité. A l’ouverture de la B.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Rôle de l'orifice (Flow Orifice) : Il est calibré pour un débit dont la valeur est une fraction du débit total de la dépressurisation vers la torche (lequel débit prend en compte la pression des capacités à purger..V.
Les lignes en aval des organes de détente ne sont ni isolées ni chauffantes à l’exception des liquides présentant un point d’écoulement supérieur à la température ambiante minimale. L’ensemble des organes de détente devront être installés en point haut Les collecteurs de torche devront être suffisamment larges afin d’éviter toute force de reflux excessive susceptible d’entraver le fonctionnement correct des soupapes de sécurité. Un dispositif de chauffage (chauffage électrique ou à vapeur) sera installé sur les lignes en amont des organes de détente en tenant compte de l’absence de continuité d’écoulement pour le liquide ou le gaz présentant un liquide ayant un point d’écoulement supérieur à la température ambiante minimale ainsi que pour les liquides et les LPG contenant de l’eau libre avec une température ambiante inférieure à 0° C. ex. Le dessin isométrique sera la plus simple possible avec un minimum de raccords (p. Les lignes en amont des dispositifs de sécurité en service cryogénique devront être isolées à au moins 1 mètre en amont des dispositifs afin d’éviter tout risque de gel.
4. coude). Pour les vannes de dépressurisation (BDV).4. LIGNES EN AMONT DES DISPOSITIFS DE DETENTE
Ces lignes à purge automatique seront drainées par rapport à la capacité protégée sans poches ni points bas. des vannes de sectionnement sont placées en aval des organes de détente et bloquées en position complètement ouverte. les orifices d’écoulement. le diamètre de cette ligne amont sera au minimum 2 pouces (5. En règle générale.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
4. Les clapets de non-retour.3.
.08 cm). LIGNES EN AVAL DES DISPOSITIFS DE DÉCHARGE
Ces lignes ainsi que toutes les sous-collecteurs et collecteurs devront posséder une inclinaison continue d’au moins 2 mm par m jusqu’au ballon de torche ainsi que de la cheminée de la torche jusqu’au ballon de torche. les débitmètres (à l’exception des types annubar ou analogues) ne s’installent pas sur des collecteurs et sous-collecteurs de torche.
D.5. PRINCIPE DE MONTAGE
Figure 4: Principe de montage des lignes pour système Blow-Down
Figure 5: Schéma de principe du montage d'une B.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
4. Comment est contrôlé le débit de dépressurisation vers la torche ?
7. Pendant la dépressurisation ou se situe la ∆T. EXERCICES
4. Quel est l'organe opérateur du système Blow-Down?
. Citer les particularités de l’organe opérateur du système Blow-Down
si le contrôle Cold Vent est inexistant) Après la temporisation à l'initialisation de la Dépressurisation vérifier que: Toutes les Blow-Down Valves s'ouvrent (en général il y a une chronologie d'ouverture des B.V) & parviennent à leurs fins de course " ouvert " Surveiller l'évolution de la température du collecteur torche Ainsi que les températures " nez de torche " (TAH en cas de valeur limite) En fin de phase contrôler sa durée à comparer avec la durée calculée Sur site: Vérifier méthodiquement visuellement la position effectivement "fermé" des ESDV & SDV Signaler toute non-conformité de position à la salle de contrôle Puis. fait partie des séquences initialisées automatiquement suite à un ESD 1 ou décidée volontairement suite à un SD2 jugé à risques.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
5.D. après l'initialisation de la Dépressurisation vérifier que: Toutes les Blow-Down Valves sont ouvertes ( apparition de givre sur partie aval non calorifugée )
. CONDUITE DE LA DÉPRESSURISATION
Pendant la phase de Dépressurisation d’urgence qui. DÉPRESSURISATION AUTOMATIQUE SUITE A ESD 1
Dans le cas de la Dépressurisation automatique suite au déclenchement d’un ESD 1 le personnel d'opération doit: En salle de contrôle Vérifier en mode Check List avec le Logigramme ESD 1 concerné que: Toutes les ESDV sont fermées (confirmation par couleur rouge sur DCS / PCS) Toutes les SDV sont fermées (confirmation par couleur rouge sur DCS / PCS) La torche est bien allumée (caméra confirmant la présence de flamme .
5. ou encore dans le but de préparer un train à une intervention du service entretien.1.
DÉPRESSURISATION COMMANDÉE MANUELLEMENT
Après répartition des débits de charge sur les trains restants (si possible .).D.sinon fermeture de puits pour optimiser la charge sur le train restant.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Suivre les circuits de B.V)
. pour localiser les déplacements anormaux des patins sous les lignes Remarque: La liste ci-dessus n'énumère que les éléments concernant la Dépressurisation et non pas toutes les vérifications qui doivent être minutieusement effectuées dans le cadre des vérifications proprement listées lors d'un ESD 1 (qui sont énumérées dans le cours général sur la « Sécurité Operationnelle »
5. ne pas oublier que le LSHH de ce ballon initialise un ESD1 Puis procéder à la phase d'isolement du train concerné en initialisant son Bouton Poussoir SD2 au tableau ESD : Les vérifications suivantes sont alors à effectuer: En salle de contrôle: Vérifier en mode Check List avec le Logigramme ESD 2 concerné que: Toutes les SDV sont fermées (confirmation par couleur rouge sur DCS / PCS) La torche est bien allumée (caméra confirmant la présence de flamme si le contrôle Cold Vent est inexistant) Sur site: Vérifier méthodiquement visuellement la position effectivement "fermé" des SDV sorties Gaz Huile & Eau Signaler toute non-conformité de position à la salle de contrôle Vérifier la disposition des vannes manuelles ( si existantes ) du circuit Blow-Down du train concerné notamment la vanne d'isolement aval de la B. Baisser les niveaux WKO.D. Séparateur du train à isoler et à dépressuriser Remarque: Si on effectue la vidange des liquides Hydrocarbures des capacités au système de Drains Fermés opérationnel.D.2.V (rarement plus de deux B.
D. procéder à la dépressurisation
En salle de contrôle: Passer la B. Remarque : Depuis. au début des années 80.D.V du train en manuel ( sélectionner celle de l'absorbeur. si présence de deux B.V ) Ouvrir la B. Après investigation des circuits il avait été trouvé que la grosse vanne manuelle de 20" à l'entrée du ballon torche était fermée! Et il fut très difficile de l'ouvrir en égard à l'énorme ∆P exercée sur l'opercule de la vanne par la pression en amont dans les circuits de B.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Traçage de chauffage en fonction Position ouverte des vannes d'isolement du ballon torche Cette phase terminée vérifiée conforme.D. donc on cherche à diminuer les effets de vitesse & de température basse dans les circuits B.D
Sur site: Vérifier que la ( les ) Blow-Down Valves soient ouvertes ( apparition de givre sur partie aval non calorifugée ) Cas de non-dépressurisation à la torche du champ de Frigg. gaz sec. la réglementation a évolué & ce genre d'incident ne peut plus arriver sur les unités récentes car les vannes d'isolation des ballons de torche sont proscrites
.D.D.V sélectionnée Ouvrir l'autre B.V lorsque la pression a diminué aux environs de 40 Bars Remarque: Considérer que le train n'est pas en état d'urgence. alors qu'elle avait été effectivement commandée.
8. citer chronologiquement les manœuvres à entreprendre
. Déroulement d'une Dépressurisation causée par ESD 1 : Citer les séquences principales directement liées à la Dépressurisation avant son initialisation
9. Comment mettre un train de production en position de pouvoir procéder à une Dépressurisation commandée manuellement.3.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
sachant que la température dans le train est de 30°C quelle sera la température atteinte en aval de la BDV quand la pression aura atteint 5 Barsg
10. On procède à une Dépressurisation commandée manuellement d'un train de production: De la pression P2= 80 Barsg à P1= 5 Barsg.
LOGIGRAMMES ESD
Figure 6: Typical shutdown logic diagram (offshore processing facility)
Support de Formation: EXP-PR-PR110-EN Dernière Révision: 17/04/2007 Page 29 de 39
.1. REPRÉSENTATION ET DONNÉES
6.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
Figure 7: Typical shutdown logic diagram (wellhead & riser platform with test separator)
Figure 8: Typical shutdown system architecture
Figure 9: Typical USS with ESD/F&G systems architecture
Exploration & Production Process Pressure blow down
6. il est nécessaire de déterminer les taux de décharge individuels pour chaque équipement protégé pour raisons de dépressurisation ou de feu & gaz.2. Cela nécessite : l’analyse des éventuelles causes de décharge. Pour réaliser ce qui précède. La base de détermination des taux de décharge individuels résultant différents objectifs de sécurité et causes de surpression. DIMENSIONNEMENT
Détermination des débits vers torches pendant la dépressurisation : Pour dimensionner un système de torches ou d’évent d’air froid. pour chaque cause éventuelle. il est nécessaire de déterminer le taux de décharge maximum. Le double compromis ne devra pas être pris en considération mais le résultat de l’une des causes devra être analysé si elle n’induit pas d’autre cause conséquence.
. la réalisation d’un bilan de synthèse précis des contraintes de brûlage à la torche.
Système de contrôle de procédé : Contrôles et alarmes associés PSS Process Shutdown System .Système d’arrêt d’urgence : Actions de l’arrêt d’urgence (ESD) FC Fail Close Valve – Vanne normalement fermée par manque d’air instrument Fire & Gas System Système feu et fuites de gaz : Détection/Action feu et fuites de gaz + Liaison avec le système de l’ESD FO Fail Open Valve – Vanne normalement ouverte par manque d’air instrument PCS Process Control System . GLOSSARY
DCS Direct Control System – Système Numérique de Conduite Centralisée (SNCC) ESD Emergency Shut Down system .Système de sécurité ultime : Duplication des actions de secours essentielles de l’ESD via un système indépendant.Direct Control System (DCS) USS Ultimate Safety System .Système d’arrêt de procédé : Déclenchements et actions de SD (PSS) associés SNCC Système Numérique de Conduite Centralisée . non adressable)
............................................29 Figure 7: Typical shutdown logic diagram (wellhead & riser platform with test separator) .........D.....22 Figure 5: Schéma de principe du montage d'une B.........Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
8.................................................V .........11 Figure 2: Architecture typique du système de sécurité d'une installation Oil & Gas........................................32
...31 Figure 9: Typical USS with ESD/F&G systems architecture ........19 Figure 4: Principe de montage des lignes pour système Blow-Down ....15 Figure 3: Blow-Down Valve...........22 Figure 6: Typical shutdown logic diagram (offshore processing facility) ....................................................30 Figure 8: Typical shutdown system architecture .................................................................................................... SOMMAIRE DES FIGURES
Figure 1: Schéma de l'évolution de situation normale à évènement accident...........
..................... SOMMAIRE DES TABLEAUX
Table 1: Causes et types de Shut-Down initialisés .......................Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
et en même temps la réduction de la pression à l'intérieur des équipements à une valeur proche de la P0. Définir l'objectif de la Dépressurisation Eviter l'aggravations des dangers des hydrocarbures dans les situations hasardeuses en minimisant la quantité d'hydrocarbures gazeux dans l'installation en les évacuant rapidement au système torche oû ils sont brûlés.E. Quelles sont les situations de mise en dépressurisation d'une installation ? En cas de détection de fuite de gaz quand plus de deux détecteurs de gaz sont à 50% de la L. Quelles sont les situations de mise en dépressurisation d'un train de production standard avec WKO. Absorbeur au T.E. CORRIGÉ DES EXERCICES
11. Vanne à boisseau sphérique à passage intégral (Full Bore) à raccordement par brides.L dans une même zone En cas de feu dans une zone En cas de danger immédiat par décision du personnel d'opération 13. Fonction en tout ou rien avec actionneur pneumatique ou motorisé Appartient au groupe des vannes dites « FO » (Fail Open – Normalement Ouverte)
Support de Formation: EXP-PR-PR110-EN Dernière Révision: 17/04/2007 Page 37 de 39
. Citer les particularités de l’organe opérateur du système Blow-Down Vanne de métallurgie spéciale permettant de supporter des températures inférieures à ─ 48°C. Séparateur. ou par soudure avec internes remplaçables.D.S.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
10. ? A la suite d'un E. Mettre en sécurité un train ou un équipement en vue d'intervention du service entretien 12. 2 sur décision du personnel d'opération 14.G. Quel est l'organe opérateur du système Blow-Down? C'est la Blow-Down Valve 15.
17. citer chronologiquement les manœuvres à entreprendre Diminuer progressivement le débit de gaz du train en contrôlant la baisse avec son FIC et l'augmentation du débit des deux trains qui restent en service avec leurs FIC.D.D. avec un diamètre forcément inférieur à celui de la BDV pour que la ∆P ait lieu dans l'orifice et non dans la BDV. Ce qui évite le blocage de la BDV par hydrates ou gel 18. Comment mettre un train de production en position de pouvoir procéder à une Dépressurisation commandée manuellement. pourquoi ? La ∆T est "positionnée" volontairement dans l'orifice monté en aval de la BDV. de façon à obtenir une transition sans accoups Diminuer le niveau des liquides dans le WKO & Séparateur jusqu'à l'apparition du LSLL qui fermera les SDV huile & H2O Quand le débit arrive à zéro. diminue le débit TEG et la température du rebouilleur Passe la B.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
16. Pendant la dépressurisation ou se situe la ∆T.V en mode manuel et commande son ouverture pour effectuer la dépressurisation du train Ferme la PCV en manuel du train où augmente le point de consigne de son PC Arrête la chauffe du rebouilleur et laisse l'aéroréfrigérant en service pour accélérer le refroidissement du TEG Demande l'arrêt de la pompe de circulation TEG quand sa température est en dessous de 40°C
. l'opérateur tableau ferme manuellement les SDV entrée & sortie du train Demande la mise en circulation TEG en by-passant l'absorbeur. Comment est contrôlé le débit de dépressurisation vers la torche ? Un orifice (FO ou RO) à diamètre calculé pour obtenir un débit donné dans le circuit de B. démarre les moyens de lutte anti incendie et parallèlement il transmet le signal au USS & au PSS L'USS déclenche la fermeture des vannes d'urgence de sécurité (Emergency Shut Down Valve) située en amont & celles en aval des trains Le PSS ferme les Shut Down Valve en amont & en aval de chaque train 19. Déroulement d'une Dépressurisation causée par ESD 1 : Citer les séquences principales directement liées à la Dépressurisation avant son initialisation " Fire & Gas qui déclenche un ESD 1 initialise les alarmes sonores & visuelles en salle de contrôle & à l'extérieur.
On procède à une Dépressurisation commandée manuellement d'un train de production: De la pression P2= 80 Barg à P1= 5 Barg.Exploration & Production Le Process La Dépressurisation
20. sachant que la température dans le train est de 30°C quelle sera la température atteinte en aval de la BDV quand la pression aura atteint 5 Barg Calcul de la ∆P : 80 ─ 5 = 75 Barg Calcul de la ∆T : 75 x 0.4°C / 1Bar = 30°C Température atteinte = 30°C ─ 30 = 0°C
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