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Ce cours est destiné aux étudiants de 2ème année de Géologie des Mines et du Pétrole
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PARTIE I : TRANSPORT DES HYDROCARBURES
INTRODUCTION GENERALE
Dans l’industrie pétrolière, les problèmes de transport se ...
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CHAPITRE I : TRANSPORT DU PETROLE BRUT ET DU GAZ NATUREL
I – LES PIPELINES
1 – Généralité
Les pipelines (oléoducs pour l...
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coefficients de sécurité sont d’autant plus sévères que la densité correspondante est grande.
On distingue trois catégor...
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 Des tracteurs à grue : transport et pose des tubes sur les tracés.
 Bulldozers : ouverture de la voie.
 Trancheuses,...
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Ce sont des terminales de distribution (stations de détente de gaz) et de comptage.
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CHAPITRE II : TRANSPORT DES PRODUITS PETROLIERS
Il s’agit de prélever des produit finis en leur point de stockage, de l...
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Le chemin de fer présente l’avantage de pouvoir toucher une clientèle très importante et ...
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PARTIE II : STOCKAGE DES PRODUITS PETROLIERS
INTRODUCTION GENERALE
L’industrie pétrolière a pour principale caractérist...
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CHAPITRE I : PRESENTATION DES RESERVOIRS DE STOCKAGE
I-EQUIPEMENT ET ACCESSOIRES DES BACS
1. Définition
Un bac est un r...
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II-EQUIPEMENTS ET ACCESSOIRES DES SPHERES
1) Définition
Ce sont des capacités sphériques destinées au stockage du GPL e...
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CHAPITRE II : CLASSIFICATION DES RESERVOIRS
Les réservoirs utilisés sont classés selon trois critères :
 La pression d...
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II-CLASSIFICATION DES RESERVOIRS SELON LA NATURE DES TOITS
Selon l’utilisation du réservoir, il peut être à toit fixe, ...
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CHAPITRE III : OPERATIONS D’EXPLOITATION D’UN DEPOT PETROLIER
I-DEFINITION DE LA NOTION DE DEPOT PETROLIER
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B - OBLIGATIONS TENANT AUX INSTALLATIONS
a - Aménagement des installations de stockage
Les bacs destinés au stockage de...
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c-3) Orifices de pige
Conformément à la norme NF M 08-020, les récipients d’un diamètre supérieur à 3 mètres
doivent êt...
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D - METHODE DE MESURAGE
Les opérations de mesurage sont effectuées vannes de pied de bac de sortie ouvertes. La
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a-2- Mesure du produit par le plein
Il y a lieu successivement :
- d’estimer la hauteur approximative entre la plaque d...
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- la prise de température en trois points du produit. La norme ISO 4268 préconise de mesurer
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b – Application d’un facteur de correction
Pour calculer le volume à 15 °C du produit présent dans le bac, il convient ...
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PARTIE III : DISTRIBUTION DES PRODUITS
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INTRODUCTION GENERALE
La distribution par camion-citerne est le mode ...
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CHAPITRE I : DISTRIBUTION PAR CAMION CITERNE
Les sociétés de distribution disposent d’un parc de véhicules camions-cite...
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- Vérifier qu’il n’y a pas de source de flamme à proximité du camion et des flexibles de
dépotage ;
- Ouvrir la vanne c...
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CHAPITRE II : LES STATION SERVICE
I-GENERALITES
1 - Classification des liquides inflammables
On qualifie d’inflammables...
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3 – Classification des établissements pétroliers
Les établissements pétroliers sont des installations dans lesquelles i...
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4 – Critères d’implantation d’une station-service
Pour l’implantation d’une station- service, la société pétrolière de ...
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Cours de Stockage Distribution des Hydrocarbures

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Ce cours est destiné aux étudiants de 2ème année de Géologie des Mines et du Pétrole (GMP). Il présente les éléments fondamentaux du stockage, distribution des hydrocarbures aux étudiants non initiés avec cette discipline.
L'ouvrage comporte le nécessaire pour faire le calcul pratique en termes de principes, méthodes, formules, tables et abaques. Dans ce contexte, il représente un aide mémoire couvrant les chapitres du programme officiel, et laissant à l'auditeur l'occasion de se concentrer sur les notions de base plutôt que copier à la hâte des formules et expressions peux significatives. L'enseignant, se trouvera libérer de la nécessité d'écrire au tableau la majorité de ce qu'il prononce, il aura alors l'occasion de se concentrer sur l'aspect physique et conceptuel.
Les intérêts pédagogiques, scientifiques et relationnels seront parmi les retombées immédiates de cette approche. Sans aller plus loin, notons que la disponibilité du document ne doit décourager l'étudiant à assister au cours orale, car jamais un écrit ne peut remplacer l'apprentissage de main de maître. Enfin, s'agissant de la première version du document, je serrai reconnaissant au lecteur ses corrections de l'écrit, ses remarques, ainsi que ses suggestions.

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  1. 1. 1 Présentation
  2. 2. 2 PRESENTATION Ce cours est destiné aux étudiants de 2ème année de Géologie des Mines et du Pétrole (GMP). Il présente les éléments fondamentaux du stockage, distribution des hydrocarbures aux étudiants non initiés avec cette discipline. L'ouvrage comporte le nécessaire pour faire le calcul pratique en termes de principes, méthodes, formules, tables et abaques. Dans ce contexte, il représente un aide mémoire couvrant les chapitres du programme officiel, et laissant à l'auditeur l'occasion de se concentrer sur les notions de base plutôt que copier à la hâte des formules et expressions peux significatives. L'enseignant, se trouvera libérer de la nécessité d'écrire au tableau la majorité de ce qu'il prononce, il aura alors l'occasion de se concentrer sur l'aspect physique et conceptuel. Les intérêts pédagogiques, scientifiques et relationnels seront parmi les retombées immédiates de cette approche. Sans aller plus loin, notons que la disponibilité du document ne doit décourager l'étudiant à assister au cours orale, car jamais un écrit ne peut remplacer l'apprentissage de main de maître. Enfin, s'agissant de la première version du document, je serrai reconnaissant au lecteur ses corrections de l'écrit, ses remarques, ainsi que ses suggestions. Service Leroini leroiani@gmail.com
  3. 3. 3 PARTIE I : TRANSPORT DES HYDROCARBURES INTRODUCTION GENERALE CHAPITRE I : TRANSPORT DU PETROLE BRUT ET DU GAZ NATUREL  LES PIPELINES ET LES INSTALLATIONS DE SURFACE  LES NAVIRES PETROLIERS ET LES APPONTEMENTS CHAPITRE II : TRANSPORT DES PRODUITS PETROLIERS  TRANSPORT MASSIF PAR PIPELINES ET NAVIRES PETROLIERS  TRANSPORT PAR VOIE ROUTIERE  TRANSPORT PAR VOIE FERROVIERE PARTIE II : STOCKAGE DES PRODUITS PETROLIERS INTRODUCTION GENERALE CHAPITRE I : PRESENTATION DES RESERVOIRS DE STOCKAGE CHAPITRE II : CLASSIFICATION DES RESERVOIRS CHAPITRE III : OPERATIONS D’EXPLOITATION D’UN DEPOT PETROLIER PARTIE III : DISTRIBUTION DES PRODUITS PETROLIERS INTRODUCTION GENERALE CHAPITRE I : DISTRIBUTION PAR CAMION CITERNE CHAPITRE II : LES STATION SERVICE
  4. 4. 4 PARTIE I : TRANSPORT DES HYDROCARBURES INTRODUCTION GENERALE Dans l’industrie pétrolière, les problèmes de transport se pose dès que le pétrole brut est extrait du gisement et, à partir de cet instant, à tous les stades successifs de son traitement et de son acheminement jusqu’au point de consommation, tous les modes de transport sont utilisés : Navires pétroliers ou tankers, Canalisations ou conduites (pipelines). Les navires pétroliers et les pipelines sont les moyens les mieux adaptés au transport du pétrole brut depuis les champs de production jusqu’aux raffineries. Ils sont également utilisés pour les transports massifs des produits pétroliers ou produits finis à partir des raffineries jusqu’au centre de consommation. Les chemins de fer sont les mieux adaptés au transport des fuels lourds (produits pétroliers utilisés comme combustibles, dont la viscosité rend difficile le transport par pipelines) ainsi qu’au transport de moindre importance dans le cas de la distribution des produits finis. Enfin le transport par la route est adapté aux transports des produits finis depuis les dépôts de stockage jusqu’au point de distribution (stations service). L’industrie du pétrole fait appel à un éventail complet de moyens de transport.
  5. 5. 5 CHAPITRE I : TRANSPORT DU PETROLE BRUT ET DU GAZ NATUREL I – LES PIPELINES 1 – Généralité Les pipelines (oléoducs pour les liquides ou gazoducs pour le gaz) sont des canalisations de diamètre pouvant aller de 6’’ (4 pouces) à 42’’ (42 pouces). Dans ces canalisations, transitent à des pressions relativement élevées, des produits pétroliers, du pétrole brut ou du gaz. Les produits transportés sont propulsés par des installations de pompage ou de compression reparties le long des canalisations à des distances qui peuvent varier de quelques dizaines de kilomètres à cent ou deux cents kilomètres selon la charge du pipeline. Les distances entre les installations de pompage sont liées à la nature du produit pétrolier. 2 – Les canalisations Les caractéristiques principales d’un pipeline sont :  Le diamètre  Le type d’acier utilisé  Le mode de pose  La capacité maximale de transport  La pression de service 2 – 1 Le diamètre Le diamètre de la canalisation est déterminé en fonction du débit des produits acheminés. Ø = f (volume de produit à transporter, viscosité). 2 – 2 La pression maximale de service (~) La pression de service de la canalisation est la pression développée par le produit qui circule dans la canalisation dans les conditions normales d’exploitation. 2 – 3 La capacité maximale de transport C’est la quantité de produit que l’on peut transporter à travers le pipeline sur une période donnée. Le coefficient de sécurité C’est le rapport autorisé de la pression maximale de service sur la résistance à la rupture de l’acier. CS = 𝑷𝒎𝒂𝒙 𝑹𝒑 où Pmax = pression de service en N/m², Rp = la résistance à la rupture en N/m². Les coefficients de sécurité autorisés figurent dans les règlements élaborés par les autorités administratives. Il varie en fonction de la densité des populations des zones traversées. Les
  6. 6. 6 coefficients de sécurité sont d’autant plus sévères que la densité correspondante est grande. On distingue trois catégories dans le tracé des pipelines :  Catégorie 1, le coefficient de sécurité est de 0.675 ; on a deux cas : 1. Zones situées à moins de quarante (40m) mètres d’un établissement public 2. Zones situées à moins de quinze (15m) mètres d’un immeuble.  Catégorie 2, Cs = 0.82 pour les zones désertiques  Catégorie 3, Cs = 0.75 autres types de terrain. 2 – 4 Le type d’acier utilisé Les qualités d’acier les plus couramment utilisées dans la construction des pipelines sont définies dans la spécification API. Caractéristiques des aciers utilisés par les pipelines Spécification API Résistance à la Rupture (N/m²) Grade 5L 5L 5LX 5LX 5LX 5LX 5LX 210 280 290 320 370 390 410 A B X42 X46 X52 X56 X60 5LA ↔ acier Rp = 210 N/m². 2 – 5 Le mode de pose On distingue deux types de pipelines :  Les pipelines aériens (en surfaces)  Les pipelines souterrains (enterrés) Selon l’option choisit, les inconvénients et les avantages s’ensuivent.  Les pipelines aériens Avantages  Les fuites sont facilement détectables  Les travaux de réparation des fuites sont moins couteux et plus faciles. Inconvénients L’installation n’est pas à l’abri des actes de sabotage.  Les pipelines souterrains Inconvénients  Les fuites ne sont pas détectables facilement.  Les travaux de réparation sont fastidieux (difficiles) et nécessite une mise à nu du réseau. La pose des pipelines se fait selon des techniques qui font intervenir un matériel important :
  7. 7. 7  Des tracteurs à grue : transport et pose des tubes sur les tracés.  Bulldozers : ouverture de la voie.  Trancheuses, pelles ou explosifs : le creusement de la tranchée.  Machines à revêtir. La pose se décompose comme suite :  La préparation de la piste ou l’ouverture de la voie. Il s’agit de l’ouverture d’une voie de 10 à 15m de large permettant le passage du matériel.  L’alignement des tubes le long du tracée.  La soudure des tubes : c’est l’opération la plus délicate, c’est elle qui garantie la solidité de l’ouvrage ; en effet une soudure mal faite transforme les zones de soudure en zones de faiblesse susceptibles de laisser passer le produit.  Le creusement de la tranchée.  Les revêtements : l’application du revêtement sur la conduite se fait au moyen de machines à revêtir qui se déplacent sur la canalisation déjà soudée.  Le remblaiement et la remise en état des lieux. 3 – Les installations de surface Ce sont les témoins de l’ouvrage en surface lorsqu’il est enterré, ce sont des relais qui augmentent le débit du produit pétrolier ou du gaz transporté chaque fois que cela est nécessaire (lutte contre les pertes de charges). Elles sont classées en deux groupes :  Les stations de pompage ou de compression.  Les installations terminales. 3 – 1 Installation de pompage ou de compression Ces équipements sont motorisés ; autour de ceux-ci il y a un ensemble d’accessoire (appareillage de contrôle, les dispositifs de comptage). a. Les pompes Elles sont utilisées pour les oléoducs. Généralement, les stations de pompage sont constituées de deux à trois groupes de pompes qui sont montées en série. b. Les compresseurs Ils sont utilisés pour les gazoducs. α = 𝑷𝒔𝒐𝒓𝒕𝒊𝒆 𝑷𝒆𝒏𝒕𝒓éé = taux de compression c. Appareillages accessoires Ce sont des installations de contrôle de pression (vannes de régulation). d. Les joints pneumatiques Un joint est un dispositif assurant l'étanchéité, évitant les fuites de fluide à un raccord, fixe ou mobile. e. Les installations de comptage Ce sont des compteurs volumétriques.
  8. 8. 8 3 – 2 Installations terminales Ce sont des terminales de distribution (stations de détente de gaz) et de comptage. 4 – Exploitation des pipelines 4 – 1 Moyens de télécommunication Ces moyens relient en permanence les différentes stations, les installations terminales à un poste de commande. Vers le poste de commande sont acheminées toutes les informations concernant la marche des installations et le déroulement du transit. Du poste de commande partent les ordres destinés aux différentes installations. 4 – 2 Organisation du transit Il faut entendre par organisation du transit, réception, transport et expédition. La programmation est basée sur des prévisions à plus ou moins long terme de un à trois mois. L’exploitation d’un pipeline peut générer de recettes d’exploitation par l’instauration d’un droit de passage fixé par l’exploitant. Le droit de passage est la rémunération que perçoit l’exploitant en contre partie d’une quantité de produit ayant transité dans sa canalisation. Il s’exprime en unité monétaire par unité de volume par unité de distance. Exemple : FCFA/m3 /km. 4 – 3 Entretien et Sécurité d’exploitation Pour le tube lui-même, grâce aux revêtements, à la protection cathodique, à l’injection régulière d’inhibiteurs et au lancement périodique de racleurs de nettoyage, la corrosion interne et externe est rare, induisant un entretien minimal du tuyau. Pour la sécurité d’exploitation, les mesures prises sont les suivantes : a. L’installation du coefficient de sécurité ou les dispositions prises par le constructeur. b. Les essais en pression des canalisations sont effectués annuellement pour mettre en évidence les faiblesses éventuelles des installations et déceler les défauts d’étanchéité (zones de fuite). c. La surveillance du réseau : Cette surveillance peut se faire par des visites régulières à la marche ou par survole en avion volant à basse altitude. La surveillance permet de découvrir les fuites éventuelles et de signaler à l’avance les actes de sabotage. II - LES NAVIRES PETROLIERS OU TANKERS Malgré le développement des pipelines, l’instrument des transports massifs de pétrole brut sur de grandes distances reste les navires pétroliers partout où des trajets maritimes sont possibles. Les tonnages ou capacités de navires pétroliers sont de plus en plus en croissance et les coûts d’immobilisation sont de plus en plus importants. C’est pour quoi des installations spécialisées sont aménagées ou construites dans les ports pour la réception, le chargement et le déchargement de ces navires dans un temps minimum. II – 1 Les navires pétroliers Ce sont des bateaux équipés d’énormes citernes. Les capacités de ces citernes ont accrues énormément ces dernières années. De 100000T de capacité dans les années 50, aujourd’hui,
  9. 9. 9 on a des navires dont la capacité est supérieure à 400000T. Les ports et les installations de déchargement sont construits sur mesures de ces navires. II – 2 Installations portuaires de chargement et de déchargement a. Quais ou appontements Ce sont des installations portuaires qui permettent aux pétroliers d’accoster pour décharger leurs cargaisons. Les appontements sont équipés de bras de chargement qui permettent de raccorder les bouches des citernes du bateau aux nombreuses canalisations terrestres appelées également collecteurs. Ces collecteurs sont des conduites de très gros diamètres (40 pouces et même plus). Ils sont plus ou moins équipés de divers accessoires : - Les installations électriques d’éclairage. - Les dispositifs de comptage pour quantifier les quantités livrés ou reçues. - Les canalisations de service de bateau (pour l’alimentation du pétrolier en carburant et en eau). b. Les sea-lines Les sea-lines sont des canalisations immergées, faites en acier renforcé avec une cuve de béton et terminées par un tronçon en flexible permettant le transvasement d'un produit pétrolier. La canalisation est matérialisée en surface par un corps flottant généralement de couleur rouge-orangé appelé bouée. Le navire va pêcher la canalisation au fond de la mer pour la raccorder à la bouche de la citerne. Cette opération s’appelle l’ancrage et permet de faire la vidange de la citerne. CONCLUSION Les navires pétroliers et les pipelines se complètent harmonieusement. Les premiers sont adaptés pour les longs trajets maritimes, les seconds pour les trajets terrestres en général. Ils permettent grâce à des dimensions sans cesse en croissance, le transport de tonnages importants de brut et de produits raffinés vers les centres de raffinage et de consommation.
  10. 10. 10 CHAPITRE II : TRANSPORT DES PRODUITS PETROLIERS Il s’agit de prélever des produit finis en leur point de stockage, de les acheminer dans les meilleurs conditions d’économie et de réhabilité jusqu’au centre de consommation en les conservant en quantité et en qualité. Les modes de transport utilisés sont :  Le transport par canalisation (pipelines)  Le transport par voie maritimes (navire pétrolier et caboteur maritime)  Le transport par voie fluviale (chaland-citerne)  Le transport par voie ferroviaire (wagon-citerne)  Le transport par voie routière (camion citerne). I- TRANSPORT PAR CANALISATION OU PIPELINE Ces pipelines s'avèrent coûteux et parfois difficiles à mettre en œuvre selon les caractéristiques des terrains traversés; c'est le cas sous l'eau, au passage des fleuves, sur du pergélisol (sous-sol gelé en permanence, au moins pendant deux ans) qui fond, en zone de risque sismique ou politiquement instable). Au contraire de leur investissement initial, leur utilisation est relativement peu coûteuse par rapport à d'autres formes de transport concurrentes, au moins sur de petites et moyennes distances. Les risques majeurs de défaillance des pipelines sont liés aux agressions (volontaires ou involontaires) de tiers et à la corrosion interne ou externe. II- TRANSPORT PAR LES EAUX 1- Transport par voies maritimes a) Les navires pétroliers Ils peuvent être également utilisés pour le transport massif des produits pétroliers, pour le ravitaillement des dépôts pétroliers ou des terminaux pétroliers se situant à des distances très éloignés des raffineries. b) Les caboteurs fluvio-maritimes Un caboteur fluvio-maritime est un petit navire dont les caractéristiques de tirant d'eau et tirant d'air lui permettent aussi bien d'affronter les océans que de remonter profondément à l'intérieur des terres par fleuves et canaux à grand gabarit mais de relativement faibles tirants d'eau. Ils ont une capacité de 600 à 2000 Tonnes. Ils servent de moyens de transport de produits pétroliers entre des terminaux pétroliers d’un même pays. 2- Transport par voie fluviale (chaland citerne) Les chalands citerne sont de petits bateaux à fond plat équipés de citernes spécialement conçues pour le transport en vrac des produits pétroliers. C’est un mode de transport ancien. C’est un moyen de transport relativement lent et qui nécessite le service de fleuve navigable.
  11. 11. 11 III- LE TRANSPORT FERROVIAIRE Le chemin de fer présente l’avantage de pouvoir toucher une clientèle très importante et de transporter des quantités importantes de produits pétroliers en un seul trajet. Le transport des produits pétroliers peut se faire par wagons-citernes isolés ou par train complet. On distingue trois types de wagon-citerne :  Les wagons-citernes ordinaires qui sont destinés au transport des produits pétroliers ne nécessitant pas de grandes mesures à prendre.  Les wagons-citernes munis de réchauffeurs qui sont destinés au transport des fiouls lourds.  Les wagons-citernes munis de réchauffeurs et de calorifuge qui sont destinés pour le transport des bitumes et des lubrifiants. IV- TRANSPORT PAR VOIE ROUTIERE C’est le mode de transport qui répond le mieux aux besoins d’efficacité pour atteindre les attentes des consommateurs moyens et finaux (usagers, populations). C’est le mode employé exclusivement en distribution pour la mise en place terminale des produits au niveau des stations service. Il se fait par camion-citerne de capacité atteignant 45000L.
  12. 12. 12 PARTIE II : STOCKAGE DES PRODUITS PETROLIERS INTRODUCTION GENERALE L’industrie pétrolière a pour principale caractéristique la mise en œuvre de tonnage très important d’hydrocarbure. Sous forme liquide ou gazeuse, elle se trouve dans l’obligation de prévoir d’énormes capacités de stockage. Cette tendance va s’accentuer avec l’obligation faite par les nouvelles réglementations qui prévoit de constituer un stock équivalent à trois mois de consommation pour chaque pays en vue de se mettre à l’abri des pénuries éventuelles. A ce titre d’illustration, on utilise des réservoirs de stockage de 30000 à 50000m3 voire même 100000m3 . Compte-tenu du taux élevé de ces réservoirs, les activités de stockage sont considérées dans la plus part des cas comme des activités commerciales générant des ressources à travers des droits d’enlèvement pour rentabiliser les investisseurs de départ. Pour l’exploitation des réservoirs de stockage, il faut également prendre des précautions pour éviter l’évaporation des produits ou pour maintenir la fluidité de certains produits par réchauffage.
  13. 13. 13 CHAPITRE I : PRESENTATION DES RESERVOIRS DE STOCKAGE I-EQUIPEMENT ET ACCESSOIRES DES BACS 1. Définition Un bac est un réservoir cylindrique et vertical destiné au stockage des hydrocarbures liquides. 2. Equipements des bacs  La robe : C’est une paroi verticale constituée de tôles cintrées au diamètre du réservoir.  La virole : C’est un anneau constitué de tôles dont la succession donne la robe.  La cuvette : C’est un compartiment construit autour d’un bac ou d’un ensemble de bacs destiné à recevoir le contenu du bac ou de l’ensemble de bacs en cas de fuite accidentelle.  Le fond : C’est la base du réservoir, il est fait également d’un ensemble de tôles.  L’assise : C’est la fondation sur laquelle repose le réservoir.  Le toit : C’est la partie supérieure du réservoir, il est fait d’un assemblage de tôles. Il peut être fixe ou flottant. 3. Accessoires des bacs  Accessoires de lutte contre la surpression  Les évents : ce sont des ouvertures permanentes situées dans la partie supérieure du réservoir destinées à évacuer l’excédent de vapeur d’hydrocarbures par temps chauds.  Les soupapes : ce sont des dispositifs automatiques qui laissent s’échapper l’excédent de vapeur une fois que la pression de la phase gazeuse à l’intérieur du réservoir atteint une valeur limite ou critique. Cette pression est appelée pression de tarage.  Accessoires de lutte contre l’incendie o La couronne de mousse : extincteur de feux d’hydrocarbures (jaune-orangée). o La couronne d’eau de refroidissement : refroidissement du bac (bleu ou rouge). o Cuvette de rétention : circonscrit la lutte contre l’incendie à un périmètre limité  Accessoires de mesure de niveau de produits Sur certain réservoirs (bac de stockage de fiouls et de bitume), des accessoires appelés indicateurs de niveau à flotteur sont installés. Ils permettent de lire directement une règle graduée fixée sur la robe, la valeur du niveau de produits dans le réservoir grâce à un index se déplaçant devant la règle graduée.  Accessoires de visite et nettoyage Il s’agit des trous d’homme, des gardes de corps, des escaliers et des échelles.  Accessoires de réchauffage Dans le cas des fiouls, un système de réchauffage est prévu (serpentins tapissant le fond du réservoir). Le stockage du bitume en plus du système de réchauffage, il est aussi prévu un calorifugeage (isolation thermique) couplé du réservoir.
  14. 14. 14 II-EQUIPEMENTS ET ACCESSOIRES DES SPHERES 1) Définition Ce sont des capacités sphériques destinées au stockage du GPL et particulièrement du butane. 2) Equipements  Equipements d’accès : escaliers, gardes de corps et les échelles.  Equipement de visite : trous d’homme.  Equipement de mesure de niveau de produits : télé jauge (sphères équipées de télé jauges).  Equipements de sécurité : les soupapes, les couronnes d’eau et de mousse, les paratonnerres.
  15. 15. 15 CHAPITRE II : CLASSIFICATION DES RESERVOIRS Les réservoirs utilisés sont classés selon trois critères :  La pression développée par les produits stockés et supportable par le réservoir.  La nature du toit du réservoir.  Les capacités des réservoirs. I-CLASSIFICATION DES RESERVOIRS SELON LE CRITERE DE PRESSION Les produits pétroliers sont classés en quatre groupes suivant leur pression de vapeur. A chaque classe ou groupe correspond des types particuliers de réservoirs qui se différencient essentiellement par la pression de service. La pression supportée par le réservoir est la somme de la pression hydrostatique créée par le liquide et la pression de vapeur. La pression de vapeur doit varier dans les limites pour ne pas provoquer l’explosion du réservoir. Elle est maintenue entre ces limites par des soupapes. CLASSEMENT DES PRODUITS STOCKES TYPES DE RESERVOIRS CORRESPONDANTS N0 de classe Pression de vapeur aux T0 de stockage Exemple de Produits 1 Pression de vapeur toujours Supérieure à un bar. Propane Cigares 2 Pression de vapeur parfois Légèrement inférieure à un bar. Butane Sphères 3 Pression de vapeur toujours inférieure à Un bar mais non négligeable. Pétrole brut. Essences *Réservoirs dits <<haute pression>> : Pression critique soupapes = 180g/cm2 . *Réservoir dits <<moyenne pression>> : Pression critique soupapes = 25g/cm2 . 4 Pression de vapeur négligeable. Pétrole lampant, GO, Huile de graissage, Fioul, Bitume. Réservoirs à évents.
  16. 16. 16 II-CLASSIFICATION DES RESERVOIRS SELON LA NATURE DES TOITS Selon l’utilisation du réservoir, il peut être à toit fixe, toit flottant ou toit fixe avec écran flottant.  Toit fixe Le toit fixe est solidaire de la robe. Ces réservoirs à toit fixe se présentent sous deux aspects :  Aspect.  Aspect de dôme. Ils sont destinés à la classe quatre (4).  Réservoirs à toit flottant Ce type de toit est utilisé pour les réservoirs contenant des produits volatils. Ces réservoirs sont destinés à la classe trois (3). Le toit coulisse verticalement dans la robe et repose directement sur le produit dont il suit les niveaux de variation empêchant la formation de la phase gazeuse. Toit fixe avec écran flottant Ce type de toit va combiner les avantages du toit fixe et du toit flottant. Le toit fixe met le produit à l’abri de l’action des agents atmosphériques (eaux de pluie), l’écran interne se comporte comme le toit flottant. Ce type de toit est utilisé pour le stockage du Jet A1. III-CLASSIFICATION SELON LA CAPACITE DES RESRVOIRS Selon l’utilisation des réservoirs, on distingue deux types de réservoirs :  Les réservoirs de stockage : ce sont des réservoirs de grandes tailles qui sont affectés aux activités de réception de produits en provenance de la raffinerie. Leurs capacités sont supérieures à 20000m3 .  Les réservoirs d’exploitation : ce sont des réservoirs de petites tailles destinés à des activités d’enlèvement de produits. Ils sont destinés à l’alimentation des postes de chargement de wagons-citernes et ou de camions-citernes. Ils reçoivent du produit en provenance des réservoirs de stockage.
  17. 17. 17 CHAPITRE III : OPERATIONS D’EXPLOITATION D’UN DEPOT PETROLIER I-DEFINITION DE LA NOTION DE DEPOT PETROLIER Un dépôt pétrolier est un parc de stockage d’un produit pétrolier en instance de consommation. Les différentes activités menées dans les dépôts pétroliers sont les suivantes :  La réception des produits pétroliers.  Le stockage des produits.  L’enlèvement des produits ou expédition.  Le transfert des produits d’un dépôt à l’autre. Pour bien mener ces activités, le dépôt pétrolier dispose d’un ensemble de document que sont :  Les pipelines (lignes).  Les réservoirs de stockage.  Les lignes et postes de chargement (camions citernes ou wagons citernes).  Les lignes, les pompes de transfert, les vannes de pieds de bac. Ce sont les vannes qui commandent l’ouverture et la fermeture de la canalisation. II-LES OPERATIONS SUR LES RESERVOIRS DE STOCKAGE A - Définitions et Terminologie Jaugeage : C’est une technique de détermination de la hauteur du produit dans un réservoir (il peut être manuel ou automatique). Le jaugeage donne lieu à l’établissement du certificat et du barème de jaugeage. Récipient-mesure : C’est un bac doté d’un barème de jaugeage. Mesurage statique : Détermination de volume de produit sans mouvement dans un bac. Mesurage dynamique : Détermination de volume par compteur (volumétrique, à turbine, etc.). Tables ASTM : tables de conversion des volumes et des masses volumiques des huiles minérales. Pour les produits raffinés les tables utilisées sont la 53 B (conversion à 15 °C de la masse volumique) et la 54 B (facteur de correction à 15 °C des volumes). Abréviations Les abréviations ci-dessous sont utilisées pour le calcul des volumes à 15 °C ou de la masse commerciale tels qu’ils sont décrits ci-après. Symbole Définition Unités t Température du produit mesuré (o C) Vt Volume à température t Litres V15 Volume à 15o C Litres Dt Masse volumique à température t Kg/m3 D15 Masse volumique à 15o C Kg/m3 VCF Facteur de correction à 15o C des volumes et des masses volumiques (Volume Correction Factor).
  18. 18. 18 B - OBLIGATIONS TENANT AUX INSTALLATIONS a - Aménagement des installations de stockage Les bacs destinés au stockage des huiles minérales doivent répondre aux prescriptions ci- après: - posséder, dans leur partie supérieure, un ou plusieurs orifices de jaugeage ; - être pourvues d’escaliers à plan incliné et munis de rambardes, de passerelles, de garde- corps et de plates-formes réglementaires permettant un accès facile et en toute sécurité aux orifices de pige ; - être individualisés par un numéro ou une lettre, peint ou gravé en un endroit visible, l’indication de contenance devant figurer à côté de ce repère. La plaque d’identification de jaugeage placée à côté de la verticale de pige de référence doit mentionner la hauteur totale témoin (HTT). b - Jaugeage des réservoirs Les bacs doivent avoir été jaugés (vérification primitive) par le service de la métrologie et être munis d’un barème de jaugeage en cours de validité. Une vérification périodique (re- jaugeage) est obligatoire tous les dix ans pour tous les récipients-mesures de produits finis et semi-finis. Si le bac a subi un accident ou a été détérioré, il doit subir une vérification primitive après réparation ou modification. L’opération de jaugeage conduit à la délivrance des documents suivants :  un certificat de jaugeage sur lequel apparaissent notamment les informations ci-après (cf. annexe II): - identification de la DRIRE (à court terme, de l’organisme) ayant établi le certificat de jaugeage, - identification de l’organisme de jaugeage accrédité (OJA), - numéro de certificat, - limite de validité (10 ans), - numéro de bac, - HTT (hauteur total témoin), - caractéristiques principales du réservoir,  un barème ou table des volumes (correspondance hauteur/volume),  une table d’interpolation millimétrique ou décimétrique,  pour les réservoirs à toit flottant : une table de correction de toit flottant en fonction de la masse volumique du produit à température sous le toit flottant,  une table de fond. c – Description des réservoirs Les réservoirs utilisés pour le stockage des huiles minérales sont généralement des cylindres verticaux, dont il existe plusieurs types. c-1) Fond des récipients Il peut être plat, convexe ou concave (cf. annexe V). c-2) Toit des récipients Il peut être fixe ou flottant. Les toits flottants sont utilisés pour les produits légers. Ils montent et descendent en fonction du niveau du produit permettant de limiter les pertes dues à l’évaporation (cf. annexe VI). Pour les récipients à toit fixe, des écrans flottants peuvent être installés à l’intérieur pour les mêmes raisons.
  19. 19. 19 c-3) Orifices de pige Conformément à la norme NF M 08-020, les récipients d’un diamètre supérieur à 3 mètres doivent être dotés en leur partie supérieure, de deux verticales de pige et ceux d’un diamètre supérieur ou égal à 10 mètres de trois verticales de pige. c-3-1) La verticale de pige de référence Celle-ci est identifiée par l’apposition à son côté de la plaque DRIRE (cf. annexe VII). La verticale de pige de référence permet l’accès au tube de guidage appelé plus communément « tube de jauge ». Cette verticale est utilisée pour déterminer la hauteur de produit en bac. La plaque de touche permettant d’effectuer les mesurages est située à l’extrémité basse du tube de guidage, dans le bac, et est fixée soit à la robe du bac, soit au tube même. La hauteur totale témoin (HTT) est la distance comprise entre la plaque de touche et le bord supérieur de la verticale de pige. c-3-2) La verticale de pige centrale Elle peut être utilisée pour déterminer la température et la masse volumique du produit en bac. Cette verticale permet de prélever l’échantillon le plus représentatif du produit en bac. C’est également par cette verticale que sera décelée la présence d’eau dans le bac pour les récipients à fond concave. c-3-3) La verticale de pige latérale Elle se situe à l’opposé de la verticale de pige de référence. Elle permet la multiplication des points de prise de température lorsque l’on souhaite effectuer une moyenne des relevés sur les trois verticales de réservoir. Elle permet également de détecter la présence d’eau dans les bacs à fond convexe. C - OBLIGATIONS TENANT AUX INSTRUMENTS DE MESURE a – Compteurs et jaugeurs automatiques Les compteurs et jaugeurs automatiques sont soumis à vérification primitive avant leur première mise en service par un organisme désigné à cet effet par le ministre chargé de l’industrie, ou à défaut par la DRIRE, qui appose un poinçon. Les compteurs et jaugeurs automatiques sont également soumis à des vérifications périodiques annuelles. b – Autres instruments de mesure • Pour la détermination de la hauteur d’huiles minérales : - un ruban gradué adapté à la hauteur du récipient mesure. Ce ruban doit avoir une graduation lisible et ne pas comporter de pliure. Le lest gradué ne doit pas être écrasé dans sa partie inférieure. Les unités de longueur doivent correspondre à celles du système international (SI) ; Le ruban gradué constitue une mesure de longueur et à ce titre est soumis au contrôle métrologique comprenant l’examen du type et la vérification primitive : - une barrette pour le mesurage par le creux ; - une pâte réactive aux hydrocarbures ainsi qu’une pâte détectrice d’eau, non périmées. • Pour la mesure de la température des produits : - une sonde électronique portative dont le modèle a été autorisé par l’administration des douanes ; • Pour la détermination de la masse volumique des produits : - un ou plusieurs aréomètres, selon les produits concernés ; - un thermomètre à dilatation de liquide ; - une éprouvette transparente. • Instruments permettant la prise d’échantillons
  20. 20. 20 D - METHODE DE MESURAGE Les opérations de mesurage sont effectuées vannes de pied de bac de sortie ouvertes. La méthode décrite ci-après a pour but de déterminer la quantité de produit contenu dans un bac à la température de référence de 15° C. A cette fin, trois opérations de mesure sont nécessaires : - le relevé de la hauteur du produit et, le cas échéant, de l’eau présente dans le bac, - le relevé de la température du produit, - le relevé de la masse volumique du produit à température. Les données ainsi relevées à température ambiante permettent ensuite d’obtenir, par conversion et calcul, le volume de produit à 15 °C. 1 – Relevé de la hauteur de produit Le relevé des quantités de produit dans le bac considéré est un élément déterminant du mesurage. Il est effectué par la mesure du niveau de produit présent dans le réservoir. a- Méthodes La mesure du niveau de liquide dans un réservoir à l’aide d’un ruban lesté peut se faire selon deux méthodes : - le mesurage dit « par le creux » c’est-à-dire le mesurage par calcul de la différence entre le liquide et la hauteur totale témoin du bac (HTT) ; - le mesurage dit « par le plein » c’est-à-dire le mesurage à partir de la hauteur de produit observée entre la plaque de touche et la surface du liquide. Dans les deux cas, une pâte détectrice est utilisée pour obtenir une trace nette du niveau d’hydrocarbures sur le lest ou le ruban. La méthode de mesurage par le creux est préconisée car elle permet d’éviter certains aléas tels que la déformation de la plaque de touche ou la présence de dépôts de rouille ou de sédiments sur cette plaque qui conduisent à une inclinaison de la carotte. Par ailleurs, il est recommandé d’effectuer plusieurs mesures afin de confirmer le résultat et plus si nécessaire, jusqu’à ce que deux mesures successives soient semblables. a-1- Mesure du produit par le creux(Voir anexe XI page 35) Il y a lieu successivement : - d’estimer la hauteur approximative (h’) entre la plaque de touche et le niveau du liquide au moyen du jaugeur fixe, - de calculer le creux approximatif (d’) de la manière suivante : d’= HTT – h’ ou de le déterminer par l’utilisation d’une sonde électronique portative de détection du niveau, - d’introduire le ruban dans une barrette de jaugeage et de la bloquer à la longueur correspondant au creux + 100 millimètres. On est ainsi assuré d’obtenir la trace d’enfoncement vers le milieu du lest, près de la graduation 100 mm, - de recouvrir le lest de pâte détectrice d’hydrocarbures sur 100 à 150 mm environ, - de mesurer l’enfoncement du lest dans le liquide (e) en prenant la précaution de ralentir la descente du ruban lorsque la barrette se trouve à environ 1 cm au-dessus du bord supérieur du tube guide, - de calculer le creux réel (d) de la façon suivante : d = d’ + 100 –e, - de déterminer la hauteur (h) du produit selon la formule : h = HTT –d. La mesure du produit par le creux peut être effectuée à l’aide d’une sonde électronique portative. Toutefois, en cas de divergences ou de contestation, le mesurage retenu sera le mesurage manuel par le ruban.
  21. 21. 21 a-2- Mesure du produit par le plein Il y a lieu successivement : - d’estimer la hauteur approximative entre la plaque de touche et le niveau du liquide au moyen du jaugeur fixe, - d’appliquer sur le ruban lesté de la pige à la hauteur estimée et sur environ 100 mm une pâte détectrice qui se colore au contact du produit, - d’introduire lentement le ruban dans l’orifice de jauge du bac jusqu’à ce que le lest entre en contact avec la plaque de touche située à la verticale du trou de jauge au fond du bac. Le ruban lesté de la pige doit être maintenu à la verticale au centre du trou de jauge et remonté rapidement dès contact (1 seconde) avec la plaque de touche, - de lire la hauteur de produit une fois le ruban remonté. Il est recommandé de procéder à deux mesures pour confirmer le résultat et plus, si nécessaire. a-3- Présence d’eau au fond des bacs Les bacs d’hydrocarbures peuvent contenir des volumes d’eau plus au moins importants. Cette présence d’eau ne peut être détectée qu’à l’aide du ruban métallique dont le lest est enduit de pâte réactive spécifique pour l’eau. La présence d’eau doit normalement être détectée à l’orifice de référence et à l’orifice auxiliaire approprié. S’agissant de bacs à fond convexe, la détection d’eau s’effectue aux orifices latéraux. Pour les bacs à fond concave, le contrôle a lieu à l’orifice central qui permet d’atteindre le point le plus bas du réservoir. L’eau ne peut être assimilée à du produit. Par conséquent, le volume d’eau sera déduit du volume de produit brut. En cas de présence d’eau, il est donc recommandé de procéder à la purge de cette eau avant mesurage. Les titulaires d’entrepôt sont, par ailleurs, invités à opérer régulièrement la purge de leurs bacs. b - Relevé de la température b-1) Instrument Les prises de température s’effectuent de préférence à l’aide d’une sonde électronique portative de température dont le modèle a été autorisé par l’administration des douanes (cf. arrêté du 27 avril 2001 modifié). Avant toute utilisation de cet instrument, il est procédé au point test des piles. A défaut de sonde électronique portative de température, un thermomètre à dilatation de liquide sera utilisé. Le thermomètre à mercure de pied de bac affiche la température à 1 m de la robe du bac. Cette mesure, si elle peut être utilisée dans la gestion quotidienne de l’entrepôt, n’est pas considérée comme suffisamment représentative pour être utilisée lors des contrôles. b-2) Méthodes La norme ISO 4268 (mesurage des températures) préconise de commencer les mesures de température par la partie haute du réservoir puis de descendre progressivement le thermomètre et non de commencer par le bas afin de ne pas perturber les couches de produit qui vont être traversées par le thermomètre. Deux méthodes de prise de température sont envisageables : - La prise de température en plusieurs points du produit, c’est-à-dire tous les mètres en commençant par le haut du bac. La température définitive du produit sera obtenue en calculant la moyenne arithmétique des températures relevées. Cette méthode sera utilisée en priorité lorsque des variations importantes de température sont susceptibles d’être constatées notamment sur une même verticale (présence de stratifications dues à des réceptions récentes).
  22. 22. 22 - la prise de température en trois points du produit. La norme ISO 4268 préconise de mesurer les températures à cinq sixièmes, un demi et un sixième de la hauteur du liquide (soit au milieu de chaque tiers). Le relevé de température doit être aussi précis que possible. Quelle que soit la méthode retenue, il convient d’attendre que le chiffre affiché sur la sonde soit stabilisé avant de le relever définitivement. Par ailleurs, la partie capteur du thermomètre doit rester immergée longuement dans le produit afin de permettre la mise à température et d’obtenir un résultat significatif. En tout état de cause, un contrôle de cohérence par comparaison entre les températures relevées au moyen de thermomètres fixes sur bac et les températures relevées avec thermomètres portatifs est toujours possible. Cependant, cette comparaison ne peut être qu’indicative et jamais décisive. c – Relevé de la masse volumique à température La masse volumique d’un produit correspond à la masse de produit par unité de volume exprimée en kg/m3 . Bien que la détermination de la masse volumique du produit ne soit pas de même importance que la prise de température dans l’ensemble des opérations de mesurage, elle doit néanmoins être effectuée avec soin sur un échantillon représentatif du produit mesuré. c-1) Instruments Il sera fait usage d’un aréomètre en verre étalonné à 15 °C (précision de 1 à 1,5 kg/m3 ) et d’un thermomètre à dilatation de liquide (cf. arrêté du 27 avril 2001 modifié). c-2) Méthodes La lecture de la masse volumique à température s’effectue généralement à partir de l’échantillon de produit prélevé à l’orifice central du bac, transvasé dans une éprouvette en verre dans laquelle seront également placés le densimètre ou l’aréomètre ainsi que le thermomètre à dilatation de liquide. Le transvasement dans une éprouvette n’est pas nécessaire lorsque l’on utilise une éprouvette densité température. Les mesures se font alors directement dans l’éprouvette. La lecture de l’aréomètre s’effectue au niveau de la surface plane du liquide et non pas au niveau de l’aréomètre même où se forme parfois un « ménisque ». La lecture de l’aréomètre et du thermomètre sont simultanées (cf. annexe X). La lecture de la masse volumique à température est effectuée dans les locaux de l’entrepôt. Comme précédemment pour les opérations de mesurage de température, les mesures de densité sont effectuées de manière contradictoire en présence du titulaire de l’entrepôt ou de son représentant.  CALCUL DU VOLUME DE PRODUIT A 150C Pour obtenir ce volume, plusieurs opérations successives sont nécessaires. Lors des contrôles, les conversions et calculs sont effectués manuellement. Un programme informatique peut également être utilisé. Des écarts entre les résultats donnés par ordinateur et ceux obtenus par calculs à l’aide des tables de conversion peuvent alors apparaître. Toutefois, ces écarts doivent demeurer minimes. A défaut, les calculs manuels priment sur les calculs informatiques, même si les titulaires d’entrepôt peuvent utiliser, dans leur gestion quotidienne, un programme informatisé. a – Conversion de la masse volumique à 15 °C Après avoir relevé la hauteur de produit dans le bac ainsi que la température du produit et sa masse volumique à température, il convient de déterminer la masse volumique à 15 °C du produit mesuré. La masse volumique à 15 °C est déterminée à l’aide de la table ASTM 53 B (table de couleur jaune) à partir de la masse volumique à température de l’échantillon (reprise en abscisse) et de la température de l’échantillon (reprise en ordonnée) (cf. annexe III).
  23. 23. 23 b – Application d’un facteur de correction Pour calculer le volume à 15 °C du produit présent dans le bac, il convient ensuite de déterminer un facteur de correction du volume au moyen de la table ASTM 54 B (table de couleur bleue). Celui-ci est obtenu à partir de la masse volumique à 15 °C (en abscisse) et de la température du produit en bac (en ordonnée) (cf. Annexe III). c – Détermination du volume de produit à température c-1) Lecture de la table des volumes La détermination du volume du produit à température (pour l’application du facteur de correction) est effectuée à partir de la hauteur de produit relevé (en millimètre) et en utilisant la table des volumes (en mètres cubes) annexée au certificat de jaugeage du bac considéré. c-2) Correction éventuelle du toit flottant La présence d’un toit flottant sur le bac impose l’application d’une correction des hauteurs mesurées sur ce bac ou des volumes déterminés à partir des hauteurs, afin de tenir compte de l’enfoncement du toit dans le produit. Ces corrections s’effectuent à l’aide de tables de correction annexées au barème de jaugeage à partir de la masse volumique du produit à température. c-3) Correction due à la présence éventuelle d’eau Lorsqu’une présence d’eau a été détectée et dans l’impossibilité de purger le bac, le volume d’eau doit être déduit du volume de produit. Seul le volume constaté au-dessus de la plaque de touche peut être accepté en déduction, sauf en cas de présence d’un barème de fond qui permet de déduire la quantité d’eau mesurée à l’orifice auxiliaire approprié. Le volume d’eau qui doit alors être déduit du stock physique est lu sur le barème. La détermination du volume final du produit à température est effectuée avec application (en plus ou en moins) de la correction du toit flottant (cf. annexe II) et de la correction du volume d’eau. d – Détermination du volume à 15 °C Le volume du produit à 15 °C (V15) est obtenu en multipliant le volume à température (Vt) par le facteur de correction (VCF): V15 = Vt x VCF A l’issue d’un recensement, l’ensemble des relevés et calculs sont consignés dans un tableau de synthèse qui sera annexé au procès-verbal de constat (cf. annexe XIII).  DETERMINATION DE LA MASSE COMMERCIALE Pour les produits taxables à la masse, la taxe est assise sur la masse commerciale exprimée en kilogrammes. La masse commerciale (MC) correspond à la masse d’un produit pétrolier corrigée de la poussée de l’air. Elle est obtenue : - par pesée, - par la conversion du volume à 15 °C (V15) par application de la formule ci-après : MC = V15 x (D15 – 1,1) Ainsi, les mesures en volume sont ramenées aux conditions d’une pesée.  CALCUL DU VOLUME A 15 °C A PARTIR D’UNE PESEE Le volume à 15 °C d’une huile minérale peut également être obtenu à partir d’une pesée. La formule est la suivante : V15 = 𝑴𝑪 𝑫𝟏𝟓−𝟏,𝟏
  24. 24. 24
  25. 25. 25
  26. 26. 26
  27. 27. 27
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  36. 36. 36
  37. 37. 37 PARTIE III : DISTRIBUTION DES PRODUITS PETROLIERS INTRODUCTION GENERALE La distribution par camion-citerne est le mode le plus utilisé pour la mise à disposition des produits pétroliers aux consommateurs finaux (usagers) par l’intermédiaire des stations service. Les stations-service sont les points de vente de produits pétroliers appartenant à des sociétés appelées sociétés distributrices. L’importance de la distribution et de la commercialisation des produits pétroliers amène l’Etat à suivre ces activités. Les camions-citernes et les stations-service sont donc soumis à des normes et à une réglementation. A partir de cette observation, l’exercice des activités de transporteurs d’hydrocarbures par camions-citernes et de distributeurs d’hydrocarbures par stations-service est soumis à l’autorisation préalable de l’administration.
  38. 38. 38 CHAPITRE I : DISTRIBUTION PAR CAMION CITERNE Les sociétés de distribution disposent d’un parc de véhicules camions-citernes leur appartenant ou pris en location correspondant à leurs besoins commerciaux. Les citernes sont compartimentées pour permettre le transport de plusieurs types de produits pétroliers en même temps. Les camions-citernes sont soumis à un certain nombre de normes : - Les limites de gabarits : la largeur totale mesurée d’une section transversale ne doit pas dépasser 2,5m ; la longueur du véhicule ne doit pas excéder 18m. - La citerne doit avoir une résistance mécanique suffisante pour éviter une déformation élastique ou permanente de nature à la rendre impropre aux opérations de mesure. I-TUYAUTERIE ET DISPOSITIF DE VIDANGE Le liquide contenu dans un compartiment de citerne ne doit pas pouvoir être extrait par plusieurs sorties simultanément. Chaque compartiment à une bouche ou « canalisation » de vidange unique et totalement indépendante qui permet une vidange directe, rapide et complète par gravité. La tuyauterie de vidange doit avoir une pente aussi grande que possible (plus de 2%). La canalisation de vidange doit aussi être courte que possible. II-FLEXIBLE DE DEPOTAGE Le dépotage est une opération qui consiste à faire passer le produit pétrolier ou à transférer le produit pétrolier de la citerne à une cuve ou à un bac de stockage. Cette opération se fait en utilisant des flexibles appelés flexibles de dépotage. Chaque flexible destiné à être utilisé sous pression doit être éprouvé avant sa première mise en service avec une pression déterminée dite pression d’épreuve. La pression d’épreuve est marquée de manière indélébile par le constructeur sur le flexible. La pression maximale d’utilisation (PU) du flexible doit être limitée au 2/3 de la pression d’épreuve (PE). PU = 2/3 PE. III-LES EXTINCTEURS Il doit exister à bord des camions-citernes, deux extincteurs. Le premier est placé dans la cabine, le deuxième à l’extérieur du véhicule à un emplacement facilement accessible du côté des bouches de dépotage à proximité de ces dernières. IV-LES OPERATIONS ET LES RECOMMANDATIONS DU CONDUCTEUR LIVREUR Le personnel de conduite d’un camion-citerne doit réunir la compétence d’un bon conducteur et des compétences techniques liées à la spécificité ou à la particularité de son métier. Au cours des livraisons à la clientèle, les opérations et les recommandations du conducteur livreur sont les suivantes : - Avant toute opération, annoncer au réceptionniste la quantité et la qualité du produit commandé et à dépoter (lui faire confirmer la bouche à utiliser) ; - Demander le contrôle par le réceptionniste de la capacité disponible dans les cuves afin pour éviter tout débordement ; - Remettre en place les boutons de jauge et les visser pour éviter les dégagements de vapeur par ces orifices lors du dépotage (ou transvasement) ; - Monter les flexibles entre camion et réservoirs (cuves) en les branchant d’abord sur la bouche de remplissage des réservoirs ou des cuves, ensuite sur le camion ; - Mettre en place le panneau de signalisation des flexibles lorsque ceux-ci sont sur la voie publique ;
  39. 39. 39 - Vérifier qu’il n’y a pas de source de flamme à proximité du camion et des flexibles de dépotage ; - Ouvrir la vanne correspondant au compartiment de la citerne à vider pour commencer le dépotage ; - Lorsque le transvasement est terminé, fermer les vannes et remonter les flexibles en commençant par le camion de manière à assurer l’écoulement de tout le produit vers le réservoir à remplir ; - Vérifier avant le départ du camion que tous les compartiments ce la citerne sont bien fermés.
  40. 40. 40 CHAPITRE II : LES STATION SERVICE I-GENERALITES 1 - Classification des liquides inflammables On qualifie d’inflammables les liquides qui peuvent, à des températures proches de la température ambiante, s’enflammer en présence d’une source d’ignition (étincelle, flamme nue, surface chaude,...). On parle de point éclair, pour désigner la température minimale à laquelle un liquide est inflammable. Les liquides inflammables sont classés en fonction de leur comportement au feu et à l'explosion, ainsi que des risques pour les personnes, les animaux et l'environnement. Cette classification sert de base pour les mesures à prendre. La classe de danger d'un liquide est désignée par la lettre F pour la catégorie de danger et par un chiffre (1 à 6) pour le degré de danger. Dans la catégorie 1 sont classés les liquides les plus dangereux. Les liquides qui peuvent former des vapeurs inflammables avec l’air à une température égale ou inférieure à 55°C (point éclair inférieur à 55°C) sont considérés comme inflammables. L’essentiel des liquides organiques utilisés en laboratoire sont inflammables. De même, certaines solutions de désinfection ou de nettoyage sont inflammables. Dans les domaines techniques enfin, on trouve de nombreux inflammables (dilutifs pour peintures, dégraissants,...). Les liquides inflammables sont répartis dans les classes de danger suivantes en fonction de leurs propriétés relatives aux risques d'incendie et d'explosion:  F 1 Liquides avec point d'éclair jusqu'à 21°C Exemple: essence, alcool à brûler  F 2 Liquides avec point d'éclair de plus de 21°C jusqu'à 55°C Exemple: pétrole, essence minérale  F 3 Liquides avec point d'éclair de plus de 55°C jusqu'à 100°C Exemple: huile de chauffage extra-légère, huile diesel  F 4 Liquides avec point d'éclair de plus de 100°C Exemple: huiles lubrifiantes, huiles alimentaires  F 5 Liquides difficilement inflammables Exemple: hydrocarbures halogénés Sont considérés comme facilement inflammables les liquides dont le point d'éclair est inférieur à 30°C. Les liquides ininflammables sont rangés dans la classe de danger F6. 2 – Classification des produits pétroliers La classification des produits pétroliers est basée sur leur état physique. Sur cette base, on distinguera quatre catégories de produits pétroliers :  Catégorie A : les hydrocarbures liquéfiés (GPL) dont la pression de vapeur (PV) est supérieure à 1 bar à 00 C.  Catégorie B : ce sont les hydrocarbures liquides dont le PE<550 C. Exemples : Essence, Benzène, Toluène, Pétrole lampant et les solvants.  Catégorie C : ce sont les hydrocarbures liquides dont le PE est compris entre 550 C et 1000 C. Exemples : Gasoil (GO), Fioul, DDO.  Catégorie D : ce sont les hydrocarbures liquides dont le PE>1000 C. Exemples : Bitume, Lubrifiants.
  41. 41. 41 3 – Classification des établissements pétroliers Les établissements pétroliers sont des installations dans lesquelles il y a manipulation de produits pétroliers (raffinerie, dépôt pétrolier, station service). Ces établissements constituent des sources de danger pour la sécurité, la salubrité (hygiène ou accommodité) du voisinage. Ils peuvent également être des menaces pour la santé publique, l’agriculture ou la pêche. C’est pour quoi, la création et l’exploitation de ces établissements sont soumises à une autorisation de l’administration. Ces établissements se subdivisent en trois principales classes en fonction de la gravité des dangers (inconvénients) qu’ils peuvent présenter.  Première classe : il s’agit des établissements qui doivent être éloignés des lieux d’habitation. Exemple : Les raffineries.  Deuxième classe : ce sont les établissements dont l’éloignement des habitations n’est pas rigoureusement nécessaire, et dont l’exploitation ne peut être autorisée qu’à la condition de prévenir les dangers. C’est le cas des dépôts pétroliers.  Troisième classe : ce sont les établissements qui ne présentent pas de danger grave pour la santé publique. C’est le cas des stations service. II – STATION SERVICE 1 – Définition Une station-service est un établissement de distribution de produits pétroliers en vrac (détail), destinés au ravitaillement des véhicules automobiles. Elle comporte plusieurs équipements nécessaires à son exploitation :  Les pompes ;  Les cuves de stockage ;  Les fosses maçonnées ;  Les aires de lavage ou de graissage ;  Les citernes de récupération des huiles de vidange. On distingue deux types de stations-service : les stations-service principales et les stations- service ordinaires. 2 – Les stations-service principales Ce sont les stations-service conçues, aménagées et équipées de façon à pouvoir offrir à la clientèle les services suivants :  Distribution de carburant et de lubrifiant ;  Graissage de véhicules ;  Réparations légères (pneu et carburateur) ;  Lavage de véhicules ;  Gonflage des pneus ;  Téléphone ; Shopping. 3 – Les stations-service ordinaires Ce sont des postes fixes de distribution de carburant et de lubrifiant. Ils peuvent en outre, à l’exception de tous les autres services, offrir les services suivants :  Gonflage des pneus;  Lavage de véhicules;  Téléphone.
  42. 42. 42 4 – Critères d’implantation d’une station-service Pour l’implantation d’une station- service, la société pétrolière de distribution doit au préalable acquérir une parcelle de terrain répondant aux critères suivants :  Bonne lisibilité ;  Facilité d’accès ;  Prendre contact avec la société de distribution qui doit s’engager à délivrer un certificat d’approvisionnement. Pression de vapeur La pression de vapeur est la pression partielle de la vapeur d'un corps présent également sous forme liquide ou solide. Lorsque le système est à l'équilibre (les proportions relatives de gaz et liquide ou solide ne varient pas), la pression de vapeur est dite « saturante ». Tableau annexe de classification des liquides inflammables Définition liquide Degré de danger Symbole CE Point d’éclair Exemples Inflammable F1 <210 C Essence, Alcool à brûler, Alcool éthylique pur, Acétone Inflammable F2 210 C à 550 C Pétrole, Térébenthine, Alcool Ethylique dilué, Formol (>250 C) Combustible F3 >550 C à 1000 C Huile de chauffage, Formol (5-250 C) Combustible F4 >1000 C Huiles Difficilement Combustible F5 Difficilement Combustible Hydrocarbures halogénés Incombustible F6 Incombustible Eau ………………..…………FIN………………………. Repris et traité par le Service Leroiani.

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