les hydrocarbures

On distinguera donc
LES TRANSPORTEURS DE
PETROLE BRUT ET DE
PRODUITS RAFFINES
-Les hydrocarbures saturés (terminaison en « ane »).
Les atomes de carbone sont reliés entre eux par une
liaison simple. Ils peuvent être:
- linéaires (paraffinique) ou alcanes: CnH2n+2
- cyclique (naphténique): CnH2n,
-Les hydrocarbures non saturés (terminaison en
« ène »).
Les atomes de carbone sont reliés entre eux par des
ilaisons doubles ou triples.
- les éthyléniques CnH2n (double liaison) dérivés de
l’’éthylène (C2H4)
- les acétylénique CnH2n-2 (triple liaison) dérivés de
l’acétylène (C2H2)
- les aromatiques pour les chaînes cycliques (CnH2n6). Benzène C6H6, toluène (C7H8).
1) LES PRODUITS TRANSPORTES
Le pétrole brut (crude oil) est une huile minérale
naturelle. C’est le résultat de la lente dégradation
bactériologique d’organismes aquatiques végétaux et
animaux.
Son nom vient du latin pétroléum (huile de pierre).
C’est un mélange complexe d’hydrocarbures gazeux,
liquides et/ ou solides dont la nature et les
caractéristiques varient avec l’origine.
C’est un liquide vert foncé par réflexion et brun rouge
par transparence.
On utilise le terme d’HYDROCARBURES aussi bien
pour désigner le pétrole brut (crude oil) que les produits
provenant du raffinage
(products) ou des
incondensables (hydrocarbures gazeux).
On trouve enfin des composés chimiquement mal
définis
Les résines (solubles dans les paraffines légères) et
Les asphaltènes (non solubles) qui sont des molécules
hétérocycliques lourdes.
A température et pression normales, les hydrocarbures
se présentent:
- sous forme gazeuse: nombre d’atomes de carbones <
6
- sous forme liquide: nombre d’atomes de carbone
compris entre 6 et 24
- sous forme solide: nombre d’atomes > 25.
La production mondiale de pétrole brut est d’environ
3,5 milliards de tonnes par an dont environ 50% est
transporté par mer.
Composition des hydrocarbures
GAZ
Les pétroles bruts sont constitués de:
- Carbone (84 à 87%)
- Hydrogène (11 à 14%)
- Soufre, azote, oxygène, hydrogène sulfuré, phosphore
et autres impuretés, qui seront recueillis ou éliminés au
moment de la distillation (calcium, magnésium, silicium,
sodium, fer, nickel etc...).
SOLIDE
LIQUIDE
6
25
Les constituants du pétrole brut extrait pourront varier
dans les proportions suivantes :
- 30 à 70% d’hydrocarbures saturés (Alcanes et
naphtènes).
20
à
40%
d’hydrocarbures
aromatiques
(Hydrocarbures cycliques non saturés).
- 5 à 25% de résines.
- 0 à 10% d’asphaltènes.
L’importante proportion de carbone et d’hydrogène
constituera un mélange d’hydrocarbures, c’est à dire
de molécules constituées d’atomes de carbone et
d’hydrogène.
D’un gisement à l’autre, le brut contient plus ou moins
de molécules légères ou lourdes. Il aura donc des
caractéristiques différentes.
On distingue 3 classes de pétroles bruts:
Le nom chimique d’un hydrocarbure dépend du
nombre d’atomes de carbone du radical:
n=1:
méth
n=2
éth
n=3:
prop
n=4:
but
puis
pent, hex, hept, oct, etc...
On parlera en raffinage de coupe C6, C7 en fonction
du nombre d’atomes de carbone dans le produit
obtenu.
- le brut paraffinique où le pourcentage de produits
légers est élevé et dans lequel la paraffine est
dissoute.
- le brut naphténique (ou asphaltique).
- le brut mixte qui est un mélange des deux
précédents.
Les hydrocarbures seront classés dans différentes
familles en fonction de leur structure.
Ces structures sont liées à la tétravalence du carbone,
c'est-à-dire au nombre de fois (4) où peut se lier
chimiquement à l’hydrogène un atome de carbone.
On trouvera donc quatre types de liaisons :
Après extraction, le pétrole peut être dégazé et
éventuellement désulfurisé.
- Des liaisons simples : Méthane CH4
- Des doubles liaisons : Ethylène C2H4
- Des liaisons triples : Acétylène C2H2
- Des liaisons en cycle : Les benzènes
1
- la masse volumique à 15°C dans le vide.
API = (141,5 / Specific gravity 60°F) - 131,5
Le raffinage
Le but du raffinage va être d’élaborer des produits
commerciaux à partir de ce pétrole brut. Ces produits
devront répondre à un certain nombre de critères
administratifs et douaniers, les spécifications.
LA VISCOSITE
C’est à dire la tendance plus ou moins grande à
l’écoulement. Selon la viscosité, on les appellera:
HEAVY (FO, asphalte), MEDIUM ou LIGHT (GO,
kérosène).
Les unités utilisées sont les Second Saybolt Universel
(SSU), les Centistokes (cSt) ou les mm2/s.
Le raffinage comprend un certain nombre de procédés
que l’on peut classer schématiquement en trois
familles.
- Les procédés de séparation
Le principal est la distillation atmosphérique.
C’est le premier traitement. Le pétrole brut qui a été
préalablement réchauffé et dessalé est ensuite chauffé
à environ 350°C pour être vaporisé dans une colonne
de distillation composé d’un certain nombre d’étages
ou règnent des températures décroissantes en fonction
de l’élévation.
La distillation génèrera en fonction de la température
des produits de densités différentes.
- des hydrocarbures gazeux (propanes,
butanes)
- des éthers de pétrole
- des essences de pétrole (essences légères,
moyennes et lourdes)
- des solvants;
- des pétroles lampants
- des huiles lourdes qui donneront de la
paraffine. Une fois déparaffinée, ces huiles
donneront des gazoles et des huiles de
graissage.
- des produits très lourds qui donneront les
fuels des soutes et les bitumes.
La viscosité diminue avec la température. Des tables
permettent d’obtenir la viscosité à une température
quelconque, la température pour obtenir une viscosité
donnée, ou la conversion d’une unité à l’autre.
LA VOLATILITE
Le point d’ébullition des hydrocarbures varie entre 162°C pour le méthane et plus de 400°C pour les
molécules les plus lourdes.
Dans une citerne chargée, si la température est
suffisante, une partie du liquide s’évaporera. Ce
phénomène se produit d’autant plus aisément que
l’hydrocarbure est de faible densité. Si la citerne est
hermétique, l’évaporation cesse d’elle-même lorsque la
concentration de vapeur au-dessus du liquide a atteint
son maximum, c’est à dire lorsque l’espace libre est
saturé de vapeur. La quantité de vapeur présente audessus de la phase liquide, et donc la volatilité, est
caractérisée par la Tension de Vapeur Saturante (ou la
pression de vapeur REID qui est mesurée à l’appareil
REID à 100°F /37,7°C en unité psi). La pression
atmosphérique correspond ˆ 14,7 psi.
La tension de vapeur varie en fonction de la
température.
- Les procédés de transformation
Ces procédés vont permettre d’améliorer les propriétés
des produits (procédés d’amélioration) ou de les
transformer en des produits mieux adaptés au marché
(procédés de conversion).
Les principaux procédés de conversion consistent à
casser des molécules longues en molécules courtes.
C’est le craquage ou cracking qui va consister à
chauffer le produit sous pression (craquage thermique).
Des essences sont ainsi préparés à partir de produits
lourds.
L’INFLAMMABILITE
- Produits volatils (catégorie 1): point éclair inférieur à
60°C (essence, pétrole lampant, naphta, gasoil léger);
- Produits non volatils (catégorie 2): point éclair
supérieur à 6°¡C (gasole, diesel, fioul, bitume).
LA DENSITE DES GAZ
- Les procédés de finition
Ce sont les dernières opérations pour rendre le produit
commercialisable. Il s’agit d’éliminer les impuretés et
principalement le soufre. On procède par apport
d’hydrogène qui captera le soufre et le transformera en
H2S. Les teneurs maximum en soufre sont données
par les spécifications.
Les gaz d’hydrocarbure présents dans les liquides sont
plus lourds que l’air (pas le méthane).
Propane (1,55) ; Butane (2); pentane (2,5).
LE POINT DE GOUTTE (pour point)
C’est la température la plus basse à laquelle un pétrole
restera liquide et ne se figera pas.
Les caractéristiques des
hydrocarbures
LE DEGRE DE SALISSURE
ELECTRICITE STATIQUE
Si l’on tient compte de leur degré de salissure, on
parlera de produits blancs (essences, alcool), et de
produits noirs (FO, DO, goudron).
Les hydrocarbures liquides ont une capacité plus ou
moins grande d’accumuler (ou de conduire) de
l’électricité statique.
Produits conducteurs: les produits noirs
(crude,
residual FO, black DO, bitume).
Produits accumulateurs: les produits blancs (essence,
kérosène, naphta, gasoil lourd etc...).
LA DENSITE
Les unités utilisées sont généralement:
- l’API: gravity (American Petroleum Institute) en degré
- la specific gravity ou relative density à 60°F
2
La valeur plafond (Ceiling) ne doit pas être dépassée
même pour des périodes courtes au risque d’affecter
sérieusement la personne qui y est exposée.
La présence de benzène ou d’hydrogène sulfuré
provoque des lésions irréversibles (cerveau, reins). Il
en est de même pour le tétraéthyle et le tétraméthyle
de plomb.
A noter que certains gaz neutralisent l’odorat.
Les dangers liés aux hydrocarbures
DANGERS DE COMBUSTION/ EXPLOSION
Ils sont liés à la présence de vapeurs d hydrocarbure,
d’oxygène et de sources de chaleurs (triangle du feu).
Un carburant est caractérisé par son point éclair et sa
zone d’inflammabilité limitée par la LIE et la LSE.
Enfin l’absence d’oxygène entraîne l’asphyxie.
Un certain nombre de mesures sont prises ˆ bord pour
écarter les risques d’incendie ou d’explosion:
- Inertage des citernes;
- contrôle des atmosphères;
- dilution des vapeurs d’hydrocarbure
- suppression des points chauds;
- élimination de l’électricité statique;
- utilisation d’appareils « sécurité intrinsèque »
- consignes de sécurité diverses.
Mesures préventives:
- isolation des zones de service et de logement
(ventilation en circuit fermé pendant les opérations
commerciales);
- contrôle de l’atmosphère (teneur en 02/ gaz toxiques)
et ventilation dans les espaces clos;
- utilisation de vêtements de travail et de protection
appropriés.
LA TOXICITE
POLLUTION MARINE
Le pétrole est un produit toxique et dangereux pour
l’homme.
Il est dangereux par:
- inhalation de gaz (irritation, narcose, coma, mort);
- par contact cutané (dermatose, eczéma, cancer).
Le danger varie avec la concentration des gaz
d’hydrocarbure (en %, ppm ou % de la LIE) et la durée
d’exposition (Court terme / long terme).
La toxicité d’une substance s’exprime par la quantité
de substance nécessaire pour tuer un animal par le
poids de cet animal en kgs.
La CMA (Threshold Limit Value), ou concentration
maximum admissible est la valeur exprimée en ppm
qui peut être supportée par l’homme sans inconvénient
quand il travaille 8 heures par jour pendant un semaine
de 40 heures.
Les
conséquences
des
pollutions
par
les
hydrocarbures sont considérables (faune, flore,
tourisme). Tout un train de mesures de recherche, de
prévention, de surveillance et de lutte a été mis en
place pour éviter les accidents ou en réduire les
conséquences.
A noter que la pollution des mer du fait du transport
maritime représente un part relativement faible (<10%)
par rapport aux pollutions qui ont une autre origine,
mais elle est beaucoup plus spectaculaire.
Un baril = 159 litres
1 tonne = 7,3 barils
EXEMPLE DE CARACTERISTIQUES DE PETROLES BRUTS
DESIGNATION
ALGERIE
CLASS.
LIGHT
API grv
45,4
Relativ e
Viscosité
Density
SSU
60°F
0,800
34
TV
REID
psi
Pour
Point
°F
%
Souf re
7,3
30
0,14
0,3
35
0,18
0,3
60
5,50
320
SUMATRA
MEDIUM
22,8
0,917
600
VENEZUELA
HEAVY
10,2
0,999
90000
3200
3
La zone des citernes de cargaison est généralement
cloisonnée transversalement (2 ou 3 tranches, 1
centrale et 2 latérales) et longitudinalement (4 à 10
tranches). Elles ne doivent pas dépasser une taille
maximale (Marpol Annexe 1 Règle 13) V<30000m3
2) LES NAVIRES
On va distinguer
- les transporteurs de pétrole brut (crude carrier)
ULCC: ultra large crude carrier (500 000 TPL)
VLCC: very large crude carrier; (+ 200 000 TPL)
SUEZMAX: 140 000 TPL
AFRAMAX : 80 000 TPL
Handy size: taille plus réduite.
Les citernes de ballastage sont, pour les navires à
double coque, situés dans cette double coque. Pour les
navires à ballasts séparés, ils doivent être localisés de
manière défensive.
La réglementation prévoit qu’ils aient une capacité
suffisante pour que, navire sur ballast, les conditions
de tirant d’eau milieu et d’assiette soient satisfaisantes.
L’hélice doit également être complètement immergée.
- les transporteurs de produits raffinés (product carrier):
Ils sont en général de taille inférieure (50 000 TPL) et
peuvent transporter plusieurs produits.
- les transporteurs de naphte ou de bitume (transport à
température élevée: 175°F/ 80°C).
Les citernes de décantation (Slop tanks) permettent la
décantation des eaux et des huiles avant rejet à la mer
selon les règlementations en vigueur.
Sur les navires de plus de 70000 t de pel, il y en aura
au moins 2 (parfois 3). Leur volume doit être au moins
égal à 3% de la capacité totale du navire.
Dispositions générales
Le pétrolier est un navire à un seul pont, la machine et
le château étant
réglementairement disposés à
l’arrière.
Les circuits
La tranche des citernes est disposée sur la partie
milieu. Elle doit être séparée des locaux machines et
des locaux d’habitation et de service par des
cofferdams.
La salle des pompes est en général située dans le
cofferdam arrière.
LE CIRCUIT DE DECANTATION
Les citernes de décantation sont situées à l’arrière du
navire. Une des citernes est alimentée par le circuit
d’assèchement. Un circuit simple (traverse) relie la
partie basse de la première à la partie haute de la
seconde. Le rejet à la mer se fait par un système de
surveillance en continu (avec enregistrement) en
respectant les normes définies par Marpol.
Après élimination de l’eau, les résidus de décantation
pourront être conservés et mélangés (avec l’accord
des chargeurs) au chargement et déchargés à terre.
Dans ce cas, les citernes de décantation seront
complétées au port de chargement par de la cargaison.
(Procédé Load on top).
Dans le cas contraire, les résidus devront être
déchargés à terre dans des installations spécialisées.
La tranche cargaison est divisée en :
- citernes de cargaison
- citernes de ballastage (ballasts séparés)
- citernes de décantation (slop tanks)
La tranche cargaison est cloisonnée dans le sens
transversal et longitudinal.
CITERNES DE DECANTATION (SLOPS)
Circuit d’assèchement
Citerne
Bd
Td
Trav erse
Ballast
S
Rejet à la mer
Cof f erdam
Séparateur d’eau
mazouteuse +
contrôle des rejets
4
LE CIRCUIT DE BALLASTAGE
LE CIRCUIT DE LAVAGE AU BRUT
Il est maintenant totalement séparé du circuit de
cargaison et ne passe pas par les citernes à cargaison.
Le circuit de lavage au brut est utilisé pendant le
déchargement pour nettoyer les parois des citernes,
réduire et récupérer les boues. Il alimente en pétrole
brut piqué au refoulement d’une pompe à cargaison
(ou assèchement) des canons de lavage disposés
sous le pont principal dans les citernes. L’orientation
des canons est programmée selon le niveau de la
citerne. Le lavage au brut se fait sous gaz inerte.
LE CIRCUIT DE RECHAUFFAGE
Il sera nécessaire de réchauffer certains produits pour
les transporter ou pour pouvoir les décharger. Un fluide
chaud (vapeur ou huile) circulera dans des serpentins
situés soit sur les parois, soit sur les fonds des
citernes.
LE CIRCUIT DE GAZ INERTE
Il permet d’inerter les citernes de cargaison au cours
du déchargement.
Pour éviter tout risque d’explosion, et aussi réduire de
façon significative la corrosion dans les citernes, les
citernes sont inertées le plus souvent avec les gaz
d’échappement de la chaudière de mouillage, qui
seront, avant utilisation, refroidis et lavés.
LES CIRCUITS DE CARGAISON
Les pétroliers se font charger par la terre, ils
déchargent avec leurs propres moyens.
- Le circuit principal
Son diamètre est important (400 à 800 mm). Il
comprend :
-les manifolds : ce sont les traverses de liaison avec la
terre par où transitent les cargaisons.
- Le circuit de pont (collecteur de pont) relié d’une part
aux manifolds, d’autre part aux refoulements des
pompes. Il circule sur le pont dans la partie centrale du
navire pour limiter les conséquences d’un abordage.
Les pompes
LES POMPES DE CARGAISON
Traverses de chargement
Circuit de pont
Elles ne sont pratiquement utilisées que pour le
déchargement. Ce sont des pompes centrifuges de
débit important situées dans la chambre des pompes.
Ce sont entraînées, soit par une turbine vapeur, soit
électriquement. Leur débit peut atteindre 10000
m3 /heure.
LES POMPES D’ASSECHEMENT
Ce sont, soit des pompes centrifuges, soit des pompes
volumétriques. Leur débit est plus faible (400
m3/heure).
Elles servent à la finition du déchargement et à
l’alimentation des canons de lavage.
On différencie sur certains navires les pompes
d’assèchement et les pompes de finition.
Descentes directes
LES EJECTEURS
Circuit de fond (drain)
Un fluide, le fluide moteur (en général, du brut), est
injecté dans un convergent/divergent (VENTURI) et
crée une dépression utilisée pour aspirer le fluide à
assécher et le refouler généralement vers un slop-tank.
Ce sont des appareils sans pièces mobiles, autoamorçables qui peuvent pomper les liquides, des
solides de dimensions correctes (celles de la buse) et
de l’air. Il ne désamorce pas quelque soit la pression à
l’aspiration. Cependant la hauteur de refoulement est
limitée.
Elles sont utilisées pour l’assèchement des citernes ou
des ballasts en remplacement ou en complément des
pompes de finition.
Salle des pompes
- Les descentes directes dans les citernes. Elles sont
piquées sur le collecteur de pont et servent au
chargement.
- Le circuit de fond. Il va notamment permettre le
déchargement par aspiration. Il est situé dans les fonds
(drains de fond) et est relié au collecteur de pont par
les colonnes montantes et les pompes à cargaison.
On trouve différents types de circuits : en boucle, en
cascade, par groupes séparés (possibilité de
décharger plusieurs produits) ou flot libre.
Le système flot libre permet de limiter le tuyautage. Les
citernes se déversent l’une dans l’autre par des portes.
L’aspiration se faisant par la citerne la plus proche de
la chambre des pompes.
Ref oulement
EJECTEUR
- Le circuit d’assèchement (stripping)
Clapet de
non-retour
Il est de section plus réduite (150 à 300 mm). Les
aspirations sont situées plus bas. Il sera utilisé pour
assécher les citernes au déchargement. Il est relié aux
manifolds par l’intermédiaire d’éjecteurs et de pompes
d’assèchement.
Pompe
Fluide
moteur
5
Aspiration
Le deballastage
Les pipes d’aspiration
Selon MARPOL, on distingue 3 types de ballasts:
Les Pipes d’aspiration
Cloche
patte d’éléphant
aspirateur
Le ballast séparé (SBT)
Il est disposé dans des citernes prévues pour recevoir
uniquement de l’eau de mer. Ces citernes sont reliées
à un circuit (pompes et collecteurs) entièrement
indépendant du circuit cargaison.
Le ballast sale
Il complète le ballast propre pour obtenir un ballastage
“lourd” si les conditions météorologiques se dégradent.
Des citernes à cargaison, préalablement lavées au
brut, reçoivent ce ballast sale qui, au cours du voyage,
sera progressivement décanté dans les slops et rejeté
en mer selon les normes en vigueur. Après lavage à
l’eau, les citernes sont ensuite remplies avec du ballast
propre.
à section variable
Elles doivent être d’un type approprié pour permettre le
maintien d’une bonne aspiration pendant tout le cycle
de déchargement, y compris l’assèchement. Elles sont
donc situées le plus près possible du fond de la citerne,
sur l’arrière de celle-ci. Le navire sera en effet
maintenu avec de l’assiette sur le cul pendant les
opérations commerciales.
Le ballast propre (CBT)
Il est réalisé en cours de traversée dans des citernes à
cargaison ayant été lavées au brut puis à l’eau de mer
(ballast propre d’arrivée). Pour le déballastage du
ballast propre, un double ségrégation des circuits est
nécessaire (deux vannes d’isolement).
Dans le cas où le circuit cargaison est utilisé pour le
déballastage, un rinçage du circuit et des pompes est
nécessaire.
3) LES OPERATIONS
COMMERCIALES
Les opérations commerciales à bord d’un pétrolier
seront toujours exécutées en fonction de deux priorités
- la sécurité
- la lutte anti-pollution.
La procédure
Le déballastage se fait en trois temps:
- le déballastage par gravité
- le déballastage par les pompes de déballastage
- l’assèchement des ballasts (mise en service du
système de mise sous vide).
Le déballastage pour être efficace doit être effectué
avec une assiette positive relativement importante.
Pour éviter les amendes, un essai réel de déballastage
doit être fait dans une zone autorisée pour vérifier la
qualité de l’eau de ballastage.
Certains ports interdisent tout rejet à la mer des eaux
de ballast.
En matière de sécurité, les listes de contrôle (check
lists) Navire/Terminal de l’ISGOTT font référence.
Les différentes opérations commerciales seront, le
navire étant au départ sur ballast,
- Le déballastage
- Le chargement
- Le déchargement
- Le lavage des citernes
- Le ballastage
Les installations portuaires
Le chargement
-Les appontements pétroliers
Les circuits de terre sont reliés aux manifolds par des
liaisons rigides ou souples. Ces liaisons doivent
pouvoir absorber les mouvements du navire par
rapport à l’appontement. Les bras seront généralement
équipés de système de sécurité permettant de stopper
les pompes et isoler le circuit au niveau du manifold.
Une fois toutes les inspections et vérifications
effectuées (propreté des citernes, prise d’échantillons),
les manifolds branchés, les circuits bord sont disposés:
la terre donne alors l’autorisation d’ouvrir les vannes
des manifolds.
Le chargement s’effectue par gravité et refoulement
des pompes de terre. La cadence de chargement est
au début très réduite. La cadence est augmentée après
vérification.
Le réchauffage des citernes est, si nécessaire, mis en
service.
-Les appontements au large
Le navire est amarré à un système SPM ( single point
mooring) ou SBM (single buoy mooring) qui est relié à
un pipe sous marin.
Raccordement par bras articulé
Il faut noter que
sur les navires modernes,
déballastage
et
chargement
sont
conduits
simultanément. Ceci permettant de limiter les
contraintes subies par le navire.
La cadence de chargement est réglée en fonction de la
vitesse de déballastage, des impératifs d’assiette, de
tirant d’eau et des fatigues de coque.
On définit généralement un plan de chargement
constitué de passages par un certain nombre d’étapes
(Steps).
SPM sy stème
-Il faut également noter la pratique courante en
transport de brut des allègements navire /navire STS
(ship to ship)
Les ullages des citernes et les températures sont
régulièrement mesurés.
Le chargement de plusieurs produits s’effectue
séparément par des collecteurs différents si possible.
6
En cas de chargement simultané par un circuit
commun, la double ségrégation est impérative
(minimum 2 vannes d’isolement).
Le lavage des citernes
Le lavage des citernes peut être effectué pour
plusieurs raisons:
- obtenir un “ballast propre”
- se débarrasser des résidus des pétroles bruts
- éviter de contaminer une cargaison plus légère.
Le lavage des citernes s’effectue au lourd, à l’eau
froide, à l’eau chaude (80°C) avec ou sans additifs.
LA FINITION
Il faut choisir une citerne pour la finition, puis décaler
les autres de 2 à 3 mètres de façon à finir séparément
chaque citerne. Demander la cadence réduite à la
terre, puis aux valeurs choisies, demander le stop. La
terre draine ensuite ses lignes à bord (chasse).
Lorsque cette opération est finie, on peut fermer
partout puis procéder au débranchement.
Les citernes sont généralement remplies à 98% en
volume.
LE LAVAGE AU BRUT (COW)
Le principe est de projeter à une pression d’environ
10/12 bars du pétrole brut sur les parois intérieures des
citernes, pendant le déchargement, pour en décoller
les résidus qui vont se dissoudre dans la cargaison.
Il est réalisé pendant le déchargement.
LA QUANTITE EMBARQUEE
Des échantillons des différents produits chargés sont
remis à bord pour analyse en cas de contentieux. Cela
permet également de mesurer la densité et la
température des produits pour éventuellement ajuster
les calculs à la finition.
Le volume occupé par la cargaison se fait par mesure
des ullages.
Il sera tenu compte de l’assiette du navire et des
éventuels pieds d’eau.
La densité du produit est calculée en fonction de sa
densité API et de sa température.
La quantité chargée sera établie de manière
contradictoire.
Il permet
- de limiter la quantité de produit restant à bord;
- de limiter les vapeurs combustibles;
- de réduire la quantité des résidus.
(Le lavage au pétrole brut provoque moins de corrosion
que le lavage à l’eau de mer).
Un lavage efficace (pression suffisante, température
adéquate,
programmation
correcte)
permet
d’augmenter la quantité déchargée d’environ 0,5%.
Il existe des tables de lavages (en fonction des
différents chargements successifs) qui précisent la
procédure à suivre et les précautions à prendre.
Le voyage chargé
Manif olds
Deux points sont à prendre en considération:
- la température de la cargaison: le volume étant
fonction de la température, il ne faut pas la laisser la
cargaison déborder ou au contraire la laisser se figer
dans les citernes.
- la teneur en oxygène du gaz inerte dans les citernes:
il sera parfois nécessaire de mettre l’installation de gaz
inerte en service en cas de refroidissement de la
cargaison.
Pont
P mini : 10 bars
BRUT
Citerne
Décantation
CANON DE
LAVAGE
Citerne en
v idange
Citerne pleine
LAVAGE AU BRUT (COW)
Le déchargement
LE LAVAGE A L’EAU
Le navire est mis sur le cul.
Les pompes du bord sont utilisées pour le
déchargement.
Après branchement des manifolds, jaugeage, mesures
des températures et des pieds d’eau, les vannes sont
ouvertes avec accord de la terre.
La montée en pression est progressive jusqu’à une
valeur pré-établie.
Les citernes destinées à recevoir du ballastage sont
vidées en priorité.
De même que pour le chargement, il sera établi un
plan de déchargement passant par un certain nombre
d’étapes.
Le déchargement et le ballastage seront, sur les
navires modernes conduits simultanément.
Le lavage au brut et l’inertage sont mis en service dans
les citernes en vidange. Une citerne pleine peut servir
de réserve pour le lavage au brut.
L’assèchement s’effectue avec une assiette positive
importante. On utilise les pompes de cargaison et le
système de mise sous vide, les pompes
d’assèchement ou les éjecteurs.
Il est réalisé lorsqu’il est nécessaire de ballaster une
citerne à cargaison, de charger un produit raffiné ou de
visiter la citerne pendant le voyage. L’eau est envoyée
dans les citernes de décantation pour être réutilisée.
Le lavage, quelque soit sa raison, se termine toujours
par une vérification plus ou moins poussée de l’état de
la citerne lavée.
Dans le cas ou une citerne devra être visitée, on
procédera d’abord à un lavage au brut, puis au lavage
en eau (environ 3heures par citerne). Ensuite,
balayage en gaz inerte plusieurs heures et ventilation
forcée lorsque l’atmosphère ne contient plus de gaz de
pétrole. Les travaux ne seront autorisés qu’après
l’obtention d’un certificat de dégazage.
Le ballastage
Le ballastage séparé s’effectue simultanément ou
après le déchargement (cas d’un produit chaud).
Il débute par gravité puis avec l’aide des pompes.
Si nécessaire, on complète par un ballast lourd dans
des citernes lavées au brut et l’eau.
7
4) L’INSTALLATION DE GAZ INERTE
Les gaz sont ensuite introduits dans les citernes par
l'intermédiaire:
- d'une soupape automatique de régulation.
- d'un joint hydraulique alimenté par 2 pompes
séparées);
- et d'un clapet de non retour (muni d'un moyen de
fermeture manuel).
Les citernes à cargaison doivent être protégées par
des clapets de surpression/dépression.
Le collecteur de gaz inerte peut refouler à l'extérieur
par l'intermédiaire d mâts de dégagement.
Pour qu'il y ait incendie ou explosion, il faut la présence
simultanée:
- d'un combustible
- et d'un comburant dans des proportions adéquates
- d'une énergie d'activation (étincelle, échauffement).
Pour éviter ces incendies et ces explosions, il faut
donc éliminer les sources de chaleur, et/ou faire
varier les proportions du mélange en dehors de la
zone dangereuse.
Malgré toutes les précautions prises, on ne peut pas
éliminer totalement les sources de chaleur. En effet, il
peut y avoir apparition d'électricité statique dès qu'il y a
circulation d'un fluide ou d'un gaz dans une
canalisation; ce qui ne peut être évité sur un pétrolier
ou un transport de gaz pendant le chargement ou le
déchargement.
Il est donc impératif, pour éliminer tout risque, d'agir sur
les proportions carburant/ comburant. Si on introduit
dans les citernes un gaz inerte comme le CO2 ou de
l'azote de telle façon que la teneur en oxygène tombe
au-dessous de 11 % du volume du compartiment, il n'y
aura plus d'explosion possible.
A bord, on peut obtenir du gaz inerte en récupérant,
après lavage et séchage les gaz brûlés (et donc
incombustibles) provenant des chaudières.
L’installation de gaz inerte est obligatoire lorsque le
lavage au brut est utilisé.
Les gaz de
chaudières
combustion
des
La réglementation
- Débit en gaz inerte : 125 % de la capacité maximale
des pompes de déchargement.
- Teneur en O2 du G.I. fourni : < 5 %;
- Teneur en O2 de l'atmosphère dans chaque citerne:
< 8%.
- Pression positive dans les citernes (> 0,1 mètre
d’eau).
Azote
: 79/81 %
CO2
: 12/14 %
O2
: 2/ 4 %
SO2
: 0,02/0,03 %
Vapeur d'eau et solides divers
Température : 200°C.
Pour utiliser ces gaz d'échappement pour l'inertage
des cuves, il faut :
- les refroidir,
- les débarrasser de leurs impuretés,
- les sécher.
La surveillance de l’installation
- Teneur en O2, température des gaz, pression, débit
du GI
- niveau et pression de l'eau dans les laveurs
- niveau d'eau dans les joints hydrauliques
- défaillance des soufflantes
- défaillance de l'alimentation de la commande de la
soupape de régulation, du générateur, de la
commande "auto" du générateur.
L’installation
Une chaudière principale ou une chaudière d’appoint
est utilisée selon le débit de gaz inerte nécessaire.
Les gaz de combustion sont extraits des carneaux par
des conduits munis d'un ou plusieurs sectionnements
et d'un joint hydraulique.
Les gaz de combustion sont lavés à l'eau de mer dans
un laveur ou laveur dépoussiéreur.
Ces défauts commandent des alarmes sonores et
visuelles et parfois l'arrêt pur et simple des opérations
de déchargement (pression GI < 0,1 mètre d’eau).
La conduite de l’installation
Un des principes de lavage consiste à faire circuler les
fumées arrivant à la base d'une tour, à contre-courant
de l'eau de mer introduite au sommet de la tour, à
travers des chicanes disposées dans cette tour
(Système Peabody). L'autre principe consiste à faire
passer les fumées au travers d'un rideau d'eau de mer.
Les eaux de lavage sont évacuées à la mer par
l'intermédiaire d'un joint hydraulique.
Les gaz lavés et refroidis sont aspirés par au moins
deux ventilateurs dont les aspirations et les
refoulements sont munis de sectionnements.
- Au chargement:
Peu de temps avant l’arrivée, la pression de GI est
baissée à 100mm d’eau. Il ne faut en effet pas
diminuer la capacité de chargement du navire.
En cours de chargement, la pression sera régulée par
les vannes IOTA (Vannes haute vélocité). En fin
d’opération, les citernes seront pleines de pétrole. Seul
subsistera un petit espace qui restera inerté.
8
9
- Traversée en charge:
Le GI est progressivement remplacé par des gaz
d’hydrocarbure. La concentration est telle qu’il n’y a
pas de risques d’explosion. .En cas de diminution de la
température extérieure, il faut remettre l’installation GI
en service pour maintenir la pression.
(%<1,3) dans les citernes pendant toutes
opérations de chargement et de lavage au brut.
les
-Traversée sur ballast:
Les caractéristiques de l’atmosphère inertée des
citernes sont surveillées. La pression est maintenue
autour de 1000mm (Elle variera en fonction de la
température, du jour et de la nuit). L’installation GI est
mise en service si nécessaire.
- Au déchargement:
Mise en service du gaz inerte pour maintenir une
pression positive (P=1000mm d’eau), éviter les entrées
d’air et l’augmentation du % de gaz combustibles
10