Este documento trata sobre las actividades de workover y control de pozos. Explica los conceptos clave de completación de pozos, incluyendo el equipo de completación como el árbol de navidad, tubing, packer y válvulas de seguridad. También describe los tipos de completación, operaciones de workover, fluidos de completación y packer. Finalmente, cubre los procedimientos para trabajar de manera segura en pozos, incluyendo cómo matar el pozo, expulsar el colchón debajo del packer, sacar tubería del po
Bache de surfactantes para operaciones de lavado de pozosManuel Hernandez
Una sustancia química que se adsorbe preferentemente en una interfaz, disminuyendo la tensión superficial o la tensión interfacial entre los fluidos o entre un fluido y un sólido. Este término abarca una multitud de materiales que funcionan como emulsionantes, dispersantes, mojantes del petróleo, mojantes del agua, espumantes y antiespumantes. El tipo de comportamiento del surfactante depende de los grupos estructurales en la molécula (o mezcla de moléculas). El número de balance hidrófilo-lipófilo (HLB) ayuda a definir la función que tendrá un grupo molecular.
Este documento trata sobre las actividades de workover y control de pozos. Explica los conceptos clave de completación de pozos, incluyendo el equipo de completación como el árbol de navidad, tubing, packer y válvulas de seguridad. También describe los tipos de completación, operaciones de workover, fluidos de completación y packer. Finalmente, cubre los procedimientos para trabajar de manera segura en pozos, incluyendo cómo matar el pozo, expulsar el colchón debajo del packer, sacar tubería del po
Bache de surfactantes para operaciones de lavado de pozosManuel Hernandez
Una sustancia química que se adsorbe preferentemente en una interfaz, disminuyendo la tensión superficial o la tensión interfacial entre los fluidos o entre un fluido y un sólido. Este término abarca una multitud de materiales que funcionan como emulsionantes, dispersantes, mojantes del petróleo, mojantes del agua, espumantes y antiespumantes. El tipo de comportamiento del surfactante depende de los grupos estructurales en la molécula (o mezcla de moléculas). El número de balance hidrófilo-lipófilo (HLB) ayuda a definir la función que tendrá un grupo molecular.
El documento analiza problemas comunes de pozos de producción y de inyección. Describe cómo detectar problemas como baja tasa de producción/inyección, alta producción de agua, alta producción de gas y problemas mecánicos mediante el análisis de pruebas de producción recientes. Explica la metodología para determinar la causa del problema y proponer una solución.
Este documento proporciona información sobre la perforación de pozos. Explica que la perforación es el proceso de construir un agujero en el subsuelo para explorar y/o extraer recursos naturales como agua, gas o petróleo. Luego describe los componentes principales de un taladro de perforación y los procesos involucrados en la perforación de pozos, incluida la planificación, los sistemas de lodos, las mechas y las operaciones de perforación. Finalmente, resume los aspectos clave de la planificación de perforación de pozos
La cementación primaria implica colocar material de cemento en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y el pozo para aislar la zona, soportar la carga axial y proteger la tubería de revestimiento. Existen varios tipos de tuberías de revestimiento como conductoras, superficiales, intermedias y de producción, cada una con un propósito específico en términos de profundidad y diámetro. Una cementación exitosa requiere de la selección adecuada de cemento, equipo, procedimientos y personal capac
Este documento presenta conceptos básicos para el análisis nodal de sistemas de producción de gas y líquidos, incluyendo definiciones de términos como presión, temperatura, densidad y fases. Explica los conceptos generales en el capítulo 1 y describe los capítulos siguientes que cubren diagramas de fases, propiedades de los fluidos, análisis de flujo en pozos, estranguladores y líneas, y el análisis nodal. El objetivo es proporcionar los conocimientos fundamentales necesarios para aplicar
Taladros utilizados en la industria petroleraRonal Salazar
El documento describe los diferentes tipos y componentes de taladros utilizados en la industria petrolera para perforar pozos de petróleo y gas a grandes profundidades. Se mencionan los taladros terrestres y marinos, así como los sistemas clave de izaje, rotación, circulación y potencia que permiten la perforación. Además, se describen brevemente los fluidos de perforación y equipos de seguridad esenciales.
El documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño adecuado de los esquemas de completación constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción y sus tipos. Resalta que para seleccionar una empacadura adecuada se debe considerar factores técnicos y económicos como los requerimientos presentes y futuros de los pozos.
La terminación de pozos implica las actividades posteriores a la perforación para preparar el pozo para la producción. Estas actividades incluyen cementación, reperforación, cambio de fluidos, pruebas de evaluación e instalación del equipo de producción. Existen diferentes métodos de terminación como pozo abierto, entubado y baleado o con empaque de grava, dependiendo de factores como la productividad requerida y las características de la formación.
Este documento presenta información sobre el sistema de bombeo neumático o gas lift. Explica que este sistema inyecta gas natural a alta presión en el espacio anular para reducir la columna hidrostática y permitir que los fluidos suban a la superficie sin necesidad de bombas. También describe los tipos de bombeo neumático continuo e intermitente, las ventajas y desventajas del sistema, su principio de operación, y los equipos de superficie y diseño de instalación necesarios.
El documento habla sobre la terminación de pozos de hidrocarburos. La terminación de un pozo es el proceso que se realiza después de cementar el revestimiento de explotación con el fin de dejar el pozo en producción de manera óptima y segura. Esto requiere elegir los arreglos de producción adecuados a las características del yacimiento y disponer estratégicamente los accesorios como patas de mula, niples asiento, camisas deslizables, choke de fondo y válvulas para lograr la máxima
13 cementación de liners05 pruebas de laboratorio para los cementosAgustÍn Piccione
El documento proporciona información sobre la cementación de liners. Explica que un liner es una sección de tubería de revestimiento colocada dentro de una sección existente. Detalla los tipos de liners y los accesorios utilizados. Describe el procedimiento de cementación, incluido el bombeo de lechada de cemento y el desplazamiento. Enfatiza la importancia de cementar adecuadamente la superposición del liner.
15 cementación forzada. teoría y cálculo05 pruebasvde laboratorio para lo...AgustÍn Piccione
Este documento trata sobre cementación forzada. Explica la definición de cementación forzada, sus aplicaciones como reparar cementaciones primarias o aislar zonas. También describe la teoría de cementación forzada como el proceso de filtración y el efecto del control de filtrado. Finalmente, detalla diferentes técnicas de cementación forzada como bombeo continuo vs intermitente y el uso de herramientas.
El documento describe diferentes tipos de unidades para insertar tubería bajo presión, incluyendo unidades mecánicas, de gato hidráulico, de carrera larga y "ahorradoras de espacio". Estas unidades pueden realizar tareas como control de presión, limpieza de obstrucciones, pesca, perforación de cemento y más, bajo condiciones de presión en pozos petroleros. Cada tipo tiene ventajas y desventajas dependiendo del tamaño de tubería, presión, velocidad y facilidad de instalación requerida.
Este documento describe los diferentes tipos de equipos de superficie y subsuelo utilizados en la producción de petróleo y gas. Explica los cabezales, empacadores, niples de asiento, acoples de flujo, mangas deslizantes, igualadores sustitutos y estranguladores de fondo. También describe las válvulas de seguridad de control superficial y subsuelo.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
This document discusses casing design and selection for oil and gas wells. It begins by explaining the functions of different casing strings, including conductor, surface, intermediate, production casing, and liners. Key factors in determining casing setting depths are discussed, such as mud weight profiles, formation pressures, and hole sizes. Common casing sizes and connections are also outlined. Proper casing design is important for well integrity and cost-effectiveness of the drilling project.
El documento analiza problemas comunes de pozos de producción y de inyección. Describe cómo detectar problemas como baja tasa de producción/inyección, alta producción de agua, alta producción de gas y problemas mecánicos mediante el análisis de pruebas de producción recientes. Explica la metodología para determinar la causa del problema y proponer una solución.
Este documento proporciona información sobre la perforación de pozos. Explica que la perforación es el proceso de construir un agujero en el subsuelo para explorar y/o extraer recursos naturales como agua, gas o petróleo. Luego describe los componentes principales de un taladro de perforación y los procesos involucrados en la perforación de pozos, incluida la planificación, los sistemas de lodos, las mechas y las operaciones de perforación. Finalmente, resume los aspectos clave de la planificación de perforación de pozos
La cementación primaria implica colocar material de cemento en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y el pozo para aislar la zona, soportar la carga axial y proteger la tubería de revestimiento. Existen varios tipos de tuberías de revestimiento como conductoras, superficiales, intermedias y de producción, cada una con un propósito específico en términos de profundidad y diámetro. Una cementación exitosa requiere de la selección adecuada de cemento, equipo, procedimientos y personal capac
Este documento presenta conceptos básicos para el análisis nodal de sistemas de producción de gas y líquidos, incluyendo definiciones de términos como presión, temperatura, densidad y fases. Explica los conceptos generales en el capítulo 1 y describe los capítulos siguientes que cubren diagramas de fases, propiedades de los fluidos, análisis de flujo en pozos, estranguladores y líneas, y el análisis nodal. El objetivo es proporcionar los conocimientos fundamentales necesarios para aplicar
Taladros utilizados en la industria petroleraRonal Salazar
El documento describe los diferentes tipos y componentes de taladros utilizados en la industria petrolera para perforar pozos de petróleo y gas a grandes profundidades. Se mencionan los taladros terrestres y marinos, así como los sistemas clave de izaje, rotación, circulación y potencia que permiten la perforación. Además, se describen brevemente los fluidos de perforación y equipos de seguridad esenciales.
El documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño adecuado de los esquemas de completación constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción y sus tipos. Resalta que para seleccionar una empacadura adecuada se debe considerar factores técnicos y económicos como los requerimientos presentes y futuros de los pozos.
La terminación de pozos implica las actividades posteriores a la perforación para preparar el pozo para la producción. Estas actividades incluyen cementación, reperforación, cambio de fluidos, pruebas de evaluación e instalación del equipo de producción. Existen diferentes métodos de terminación como pozo abierto, entubado y baleado o con empaque de grava, dependiendo de factores como la productividad requerida y las características de la formación.
Este documento presenta información sobre el sistema de bombeo neumático o gas lift. Explica que este sistema inyecta gas natural a alta presión en el espacio anular para reducir la columna hidrostática y permitir que los fluidos suban a la superficie sin necesidad de bombas. También describe los tipos de bombeo neumático continuo e intermitente, las ventajas y desventajas del sistema, su principio de operación, y los equipos de superficie y diseño de instalación necesarios.
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13 cementación de liners05 pruebas de laboratorio para los cementosAgustÍn Piccione
El documento proporciona información sobre la cementación de liners. Explica que un liner es una sección de tubería de revestimiento colocada dentro de una sección existente. Detalla los tipos de liners y los accesorios utilizados. Describe el procedimiento de cementación, incluido el bombeo de lechada de cemento y el desplazamiento. Enfatiza la importancia de cementar adecuadamente la superposición del liner.
15 cementación forzada. teoría y cálculo05 pruebasvde laboratorio para lo...AgustÍn Piccione
Este documento trata sobre cementación forzada. Explica la definición de cementación forzada, sus aplicaciones como reparar cementaciones primarias o aislar zonas. También describe la teoría de cementación forzada como el proceso de filtración y el efecto del control de filtrado. Finalmente, detalla diferentes técnicas de cementación forzada como bombeo continuo vs intermitente y el uso de herramientas.
El documento describe diferentes tipos de unidades para insertar tubería bajo presión, incluyendo unidades mecánicas, de gato hidráulico, de carrera larga y "ahorradoras de espacio". Estas unidades pueden realizar tareas como control de presión, limpieza de obstrucciones, pesca, perforación de cemento y más, bajo condiciones de presión en pozos petroleros. Cada tipo tiene ventajas y desventajas dependiendo del tamaño de tubería, presión, velocidad y facilidad de instalación requerida.
Este documento describe los diferentes tipos de equipos de superficie y subsuelo utilizados en la producción de petróleo y gas. Explica los cabezales, empacadores, niples de asiento, acoples de flujo, mangas deslizantes, igualadores sustitutos y estranguladores de fondo. También describe las válvulas de seguridad de control superficial y subsuelo.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
This document discusses casing design and selection for oil and gas wells. It begins by explaining the functions of different casing strings, including conductor, surface, intermediate, production casing, and liners. Key factors in determining casing setting depths are discussed, such as mud weight profiles, formation pressures, and hole sizes. Common casing sizes and connections are also outlined. Proper casing design is important for well integrity and cost-effectiveness of the drilling project.
3. L’enceinte sous pression et l’obturateur
▪ Dès que l'humanité a pu faire bouillir de l'eau pour créer de la vapeur, la
nécessité de dispositifs de contrôle et de sécurité est devenue une évidence.
▪ Les premiers chaudrons en terre cuite n'étaient pas par nature adéquat pour
l'eau bouillante. Il y a plus de 3000 ans, la dynastie Shang (1600-1046 av. J.-C.)
vit donc émerger les premiers chaudrons en bronze, à trois (voire quatre)
pieds et un couvercle simplement posé.
▪ Afin de mieux contrôler la vapeur générée dans le chaudron, les Chinois
eurent l'idée, il y a environ 2000 ans, d'articuler le couvercle. Cela le rendit
solidaire du corps et pour permit ainsi une production (relativement) plus sûre
de vapeur.
Protections contre les surpressions
Chaudron à couvercle articulé
Chaudron de la dynastie Shang
(1600-1046 av. J.-C)
4. La machine à vapeur
▪ Au début du 14° siècle, les chimistes utilisent des bouchons coniques. Plus
tard, des ressorts comprimés sont utilisés sur des récipients sous pression.
▪ Denis Papin (Français, 1647 – 1712), installé à Londres, crée la machine à
vapeur avec la première véritable soupape de sureté (1680). La machine,
appelé le Digesteur, servait à cuire les viandes. L’organe obturateur,
développé pour être un dispositif de contrôle de pression, se trouve être par
nature une soupape de sûreté à contre-poids.
Protections contre les surpressions
Denis Papin (1647- 1712)
Le Digesteur
5. Amélioration des performances de machine à vapeur
▪ Sadi Carnot (French - 1796-1832), l’un des premiers inventeurs de la
thermodynamique, permis de comprendre la conversion de la vapeur d’eau en
force de travail.
▪ En 1848, Charles Retchie (Ecossais) inventa la concept de la chambre
d’accumulation. Elle permet d’accroitre la surface de compression et d’appui
dans la soupape de sûreté afin d’obtenir une ouverture soudaine et comprise
dans une étroite marge de surpression. De nos jours cette technologie est
plus que jamais utilisée dans la conception des soupapes de sûreté.
Protections contre les surpressions
Chambre d’accumulation
Sadi Carnot (1796-1832)
6. Protections contre les surpressions
Pourquoi des moyens de protections contre les surpressions ?
▪ Fonction primaire : protéger l’humain et les équipements.
▪ Satisfaire aux exigences des codes et réglementations.
7. Protections contre les surpressions
Quels sont les dispositifs de protection contre les surpressions :
▪ Première protection : Robinets de contrôle (CV)
▪ Protection ultimes (si défaillance des CV) : Dispositifs de décharge
▪ Soupapes de sûreté
▪ Conventionnelles
▪ Pilotées
▪ Dispositifs à réarmement
▪ Disques de rupture
▪ Dispositifs à tige de flambage
▪ Combinaison soupape de sûreté et disque(s) de rupture
8. Protections contre les surpressions
Soupapes de sûreté
▪ S’ouvre à une pression dite de début d’ouverture
▪ Se referme à une pression dite de fermeture
▪ Avantages :
▪ Concept très sûr si correctement :
▪ Calculé et sélectionné
▪ Utilisé
▪ Entretenu
▪ Versatile – peut être utilisé sur diverses applications.
Soupape de sûreté
9. Protections contre les surpressions
Soupapes de sûreté
▪ Un terme générique qui inclue plusieurs formes.
▪ Terme sûr et englobant :
▪ Soupape de sûreté (SV)
▪ Utilisée pour les fluides compressibles (gaz, vapeur d’eau, vapeurs diverses).
▪ Actionnée par une pression statique.
▪ Ouverture rapide (action pop).
▪ De nos jours, terme utilisé pour les technologies de soupape acceptant gaz et liquide (SRV).
Pleine levée
PDO
Levée
Surpression
10. Protections contre les surpressions
Soupapes de sûreté
▪ Un terme générique qui inclue plusieurs formes.
▪ Terme sûr et englobant :
▪ Soupape de sûreté
▪ Soupape de décharge (RV)
▪ Utilisée pour les fluides incompressible (liquide).
▪ Actionnée par une pression statique.
▪ S’ouvre plus ou moins proportionnellement avec l’augmentation de pression au-delà de la PDO.
Pleine levée
PDO
Levée
Surpression
11. Protections contre les surpressions
Soupapes de sûreté
▪ Un terme générique qui inclue plusieurs formes.
▪ Terme sûr et englobant :
▪ Soupape de sûreté
▪ Soupape de décharge
▪ Soupape de sûreté conventionnelle
▪ Terme utilisé pour les soupapes à ressort pleine levée.
▪ Toute application compressible et incompressible (gaz, vapeur ou liquide).
Soupape de sûreté conventionnelle
12. Protections contre les surpressions
Soupapes de sûreté
▪ Un terme générique qui inclue plusieurs formes.
▪ Terme sûr et englobant :
▪ Soupape de sûreté
▪ Soupape de décharge
▪ Soupape de sûreté conventionnelle
▪ Terme utilisé pour les soupapes à ressort pleine levée.
▪ Soupape de sûreté pilotée
▪ La soupape principale est combiné avec et contrôlé par un accessoire au
fonctionnement autonome : le pilote.
▪ Toute application compressible et incompressible (gaz, vapeur ou liquide). Soupape de sûreté pilotée
13. Protections contre les surpressions
Dispositifs à réarmement
▪ Disque de rupture
▪ Toute application compressible et incompressible (gaz, vapeur ou liquide).
▪ Actionnée par une pression statique.
▪ Ouverture instantanée : éclatement d’un disque contenant la pression.
▪ Ne se referme pas (intervention requise).
▪ Avantage : solution à bas coût à l’installation.
Disque entre ses deux brides
Disque éclaté
14. Protections contre les surpressions
Dispositifs à réarmement
▪ Disque de rupture
▪ Dispositif à tige de flambage
▪ Toute application compressible et incompressible (gaz, vapeur ou liquide).
▪ Actionnée par une pression statique.
▪ Rupture d’une section d’une tige qui maintient une pièce contenant la
pression.
Soupape à tige de flambage
15. Protections contre les surpressions
Dispositifs à réarmement
▪ Disque de rupture
▪ Dispositif à tige de flambage
▪ Combinaison soupape de sûreté et disque(s) de rupture
▪ Eclatement du disque de rupture
▪ La soupape de sûreté s’ouvre immédiatement et décharge la surpression.
▪ La soupape de sûreté se referme à une pression inférieure à la valeur
d’éclatement du disque de rupture.
▪ Avantages
▪ Protection contre la corrosion de la soupape de sûreté.
▪ Amélioration de l’étanchéité.
Combinaison disque de rupture et soupape de
sureté
17. Protections contre les surpressions
Scénarios de surpression
▪ Sortie fermée
▪ Pompes et compresseurs.
▪ Réaction chimique.
▪ Début d’une autre source de haute pression.
▪ Apport calorifique de l’équipement associé.
▪ Rayonnement thermique excessif.
PLEIN DEBIT D’ALIMENTATION
ROBINET DE
SORTIE FERMÉ
(DE COMPRESSEUR OU POMPE
Dispositif de
protection contre les
surpressions
Récipient
sous
pression
18. Scénarios de surpression
▪ Sortie fermée
▪ Cas feu
▪ Incident
▪ Accident
Protections contre les surpressions
Dispositif de
protection contre
les surpressions
RECIPIENT DE
STOCKAGE OU
DE PROCESS
19. Protections contre les surpressions
Scénarios de surpression
▪ Sortie fermée
▪ Cas feu
▪ Expansion thermique
▪ Rayonnement solaire.
▪ Rayonnement thermique.
TRONCON DE TUYAUTERIE OU RECIPIENT
Dispositif de
protection contre
les surpressions
20. Scénarios de surpression
▪ Sortie fermée
▪ Cas feu
▪ Expansion thermique
… toujours considérer le cas le plus défavorable !!!
Protections contre les surpressions
22. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Pression maximum amissible (PMA ou PS)
▪ Applicable à l’équipement à protéger.
▪ Quelquefois remplacé par « pression de design » après un remaniement de l’unité.
▪ Valeur usuellement sélectionnée pour la pression de début d’ouverture des soupapes de sûreté ou la pression
d’éclatement des dispositifs à réarmement.
23. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Pression de début d’ouverture (PDO)
▪ Applicable à la soupape de sûreté
▪ Pression à l’entrée de la soupape de sûreté pour laquelle cette dernière à régler pour s’ouvrir dans les conditions de
process (pression et température).
▪ Usuellement identique à la valeur de PMA de l’équipement à protéger.
▪ Pression d’ouverture
▪ Valeur d’accroissement de pression à l’entrée de la soupape de sûreté à laquelle une mesure de levée du clapet est
possible ou que la décharge devient continue.
▪ Déterminé par la vue, l’ouïe ou le toucher (définition selon API STD 520 partie 1).
24. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Accumulation
▪ Augmentation de pression au-delà de la pression maximum admissible (PMA) du récipient, exprimé en unité de pression
ou en pourcentage de la PMA ou de la pression de design. Les accumulations maximum admissibles sont établis en
fonction des codes applicables pour les urgences opérationnelles et les éventualités d’incendie.
▪ Surpression
▪ Augmentation de pression au-delà de la pression de début d’ouverture (PDO) du dispositif de décharge, exprimée en unité
de pression ou en pourcentage de la PDO. La valeur de surpression est égale la valeur d’accumulation seulement si la
PDO du dispositif de décharge est égale à la PMA du récipient.
25. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ ASME B&PV Code / API STD 520
▪ 3% pour les chaudières à vapeur soumis ou non à la flamme avec une seule soupape.
▪ 6% pour les chaudières à vapeur soumis ou non à la flamme avec des soupapes multiples.
▪ 10% pour les récipients non-soumis à la flamme avec une seule soupape.
▪ 16% pour les récipients non-soumis à la flamme avec des soupapes multiples.
▪ 21% pour les éventualités de feu.
▪ EN 764 / ISO 4126
▪ 10% pour les récipients non-soumis à la flamme avec un seul dispositif de décharge ou plusieurs.
▪ Soupapes multiples : 5% pour les récipients avec des dispositifs de décharge multiples (surpression du système de
décharge à 10%).
▪ Eventualité de feu : les normes ISO 4126 et EN 764-7 interprètent la DESP 2014/68/EU (ex DESP 97/23/EC). Elles sont
conformes à la DESP qui stipule qu’en cas de feu extérieur au récipient, la surpression des dispositifs de décharge sera
déterminé par le fabricant du récipient sous pression et/ou l’utilisateur final. Il est dans ce cas uniquement permis de
dépasser les 10% de surpression.
26. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Fermeture
▪ Différence entre la PDO et la pression de fermeture.
▪ Exprimé en pourcentage de la PDO ou en unité de pression.
▪ Pression de fermeture
▪ Valeur de chute de pression à l’entrée de la soupape de sûreté à laquelle l’obturateur rétablit le contact avec le siège ou à
laquelle la levée est nulle.
▪ Déterminé par la vue, l’ouïe ou le toucher (définition selon API STD 520 partie 1).
27. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Pression d’exploitation maximale prévue
▪ Pression maximal durant le fonctionnement normal de l’unité.
▪ Ratio de fonctionnement
▪ Ratio entre la pression d’exploitation maximale prévue et la pression de début d’ouverture (PDO).
▪ Sifflement
▪ Fuite audible ou visible entre le siège et le l’obturateur de la soupape de sûreté qui survient à un niveau de pression
statique à l’entrée de la soupape de sûreté inférieure à la PDO et donc avant ouverture.
29. Terminologie
Surpression admissible
Dispositif de décharge unique
100 PMA
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
(ÉQUIPEMENT)
USUELLEMENT 110% PMA
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF DE
DÉCHARGE)
PDO
110
Protections contre les surpressions
30. Terminologie
100 PMA
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF DE
DÉCHARGE)
(PDO QUASI JAMAIS > PMA
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
110
PDO 90
Ici 22,22 % de
la PDO
Surpression admissible
Dispositifs de décharge multiples
Protections contre les surpressions
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
(ÉQUIPEMENT)
USUELLEMENT 110% PMA
31. Protections contre les surpressions
Terminologie
Note : non applicable en Union Européenne (voir EN 764-7)
Source : ASME B&PVC Section VIII division 1 + API STD 520 9ème édition
100 PMA
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
avec dispositif
multiples
(ÉQUIPEMENT)
116% de PMA
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF 1)
110
SP
116
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF 2)
105
Surpression admissible
Dispositifs de décharge multiples
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
32. Protections contre les surpressions
Terminologie
Note : non applicable en Union Européenne (voir EN 764-7)
Source : ASME B&PVC Section VIII division 1 + API STD 520 9ème édition
100 PMA
Disp. 1 : Surpression Maximum
Admissible = (116-95)/95 = 22,1 %
Disp. 2 (max 105% MAWP) :
Surpression Max. Admissible = 10%
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF 1)
110
PDO
116
105
95
Surpression admissible
Dispositifs de décharge multiples
116% de PMA
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
avec dispositif
multiples
(ÉQUIPEMENT)
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF 2)
33. Protections contre les surpressions
Terminologie
Note: non applicable en Union Européenne sauf accord du fabricant du récipient (voir EN 764-7)
Source: ASME B&PVC Section VIII division 1 (§ UG-133 b) + API STD 520 9ème édition (§ 5.4.3.2
Surpression admissible
Cas feu & dispositif unique
100 PMA
121% de PMA
PDO
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
pour cas feu
(ÉQUIPEMENT)
121
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF DE
DÉCHARGE)
34. Protections contre les surpressions
Terminologie
Note : non applicable en Union Européenne sauf accord du fabricant du récipient (voir EN 764-7)
Source: ASME B&PVC Section VIII division 1 (§ UG-133 b) + API STD 520 9ème édition (§ 5.4.3.3)
100 MAWP
121% de PMA
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF 1) 110
SP
121
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF 2)
105
Surpression admissible
Cas feu & dispositifs multiples
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
pour cas feu
(ÉQUIPEMENT)
35. Protections contre les surpressions
Terminologie
Note 1 : non applicable en Union Européenne sauf accord du fabricant du récipient (voir EN 764-7).
Note 2 : Les dispositifs supplémentaires sont utilisés uniquement en sus de ceux calculés et sélectionnés pour les
cas process (non-feu).
Source : API STD 520 9ème édition (§ 5.4.3.4).
100 PMA
121% de PMA
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 1 non-fire)
PDO
121
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 2 utilisé
comme supplém.
cas feu)
110
Surpression admissible
Dispositif process unique & dispositif supplémentaire
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 1 utilisé pour
le cas feu) ACCUMULATION
ADMISSIBLE
pour cas feu
(ÉQUIPEMENT)PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
36. Protections contre les surpressions
Terminologie
Note : non applicable en Union Européenne sauf accord du fabricant du récipient (voir EN 764-7).
Source : ASME B&PVC Section VIII division 1 (§ UG-133 b) + API STD 520 9ème édition (§ 5.4.3.3)
100 PMA
121% de PMA
110
PDO
121
SURPR. ADM.
(Disp. 1+2
pour cas feu)
105
Surpression admissible
Dispositifs process multiples & dispositif supplémentaire
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 3 utilisé
comme supplément
116
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 1+2 pour cas
process
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
pour cas feu
(ÉQUIPEMENT)
37. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Contre-pression (CP)
▪ Pression existante à la sortie du dispositif de décharge et résultant d’une pression dans le système de décharge.
▪ La contre-pression est la somme de la contre-pression initiale et la contre-pression engendrée.
▪ CP engendrée
▪ Augmentation de pression à la sortie du dispositif de décharge qui se produit du fait du débit après l’ouverture du
dispositif de décharge.
▪ Selon le code ASME B&PV Code et l’API Std 520, la contre-pression engendrée maximum admissible peut être aussi
élevée que la surpression maximum autorisée.
38. Protections contre les surpressions
Terminologie
Source : API STD 520 9ème édition (§ 5.3.3.1.3)
100 PMA
USUELLEMENT 110% PMA
La contre-pression engendrée maximum
admissible est ici de 22,22%.
Contre-pression engendrée
Soupape de sûreté conventionnelle unique
110
PDO 90
Ici 22,22 %
de PDO
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
(ÉQUIPEMENT)
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(DISPOSITIF DE
DÉCHARGE)
39. Terminologie
Source: API STD 520 9ème édition (§ 5.3.3.1.3)
100 MAWP
116% de PMA
Disp. 1 : Superpression = 16% - CP engendrée maximum admissible = 16 %
Disp. 2 : Superpression = 10% - CP engendrée maximum admissible = 10 %
110
SP
116
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 2)
105
Protections contre les surpressions
Contre-pression engendrée
Soupapes de sûreté conventionnelles multiples
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
avec soupapes de
sûreté multiples
(ÉQUIPEMENT)
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 1)
40. Terminologie
Note : non applicable en Union Européenne sauf accord du fabricant du récipient (voir EN 764-7).
Source : API STD 520 9ème édition (§ 5.3.3.1.3)
100 PMA
121% of MAWP
Dispositif de décharge : Surpression = 21% - CP engendrée maximum admissible = 21 %
110
PDO
121
Protections contre les surpressions
Contre-pression engendrée
Cas feu & Soupape de sûreté conventionnelle unique
PROJECTION
VALEUR
ACCUMULATION
ACCUMULATION
ADMISSIBLE
en cas feu
(ÉQUIPEMENT)
SURPRESSION
ADMISSIBLE
(Disp. 1)
41. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Contre-pression (CP)
▪ Pression existante à la sortie du dispositif de décharge et résultant d’un pression dans le système de décharge.
▪ La contre-pression est la somme de la contre-pression initiale et la contre-pression engendrée.
▪ CP engendré
▪ CP initiale
▪ Pression statique existante à la sortie du dispositif de décharge au moment ou la soupape doit s’ouvrir..
▪ La CP initiale est la résultante de pression dans le système de décharge du fait d’autres sources de pression. Elle
peut être constante (CP initiale minimale) ou variable (CP initiale maximale).
▪ Elle agit comme une force additionnelle à celle du ressort.
42. Terminologie
▪ Contre-pression (CP)
Protections contre les surpressions
Système
protégé
Soupape de
sûreté fermée
VERS LA
TORCHERE
(ATMOSPHERE)
Source de
pression possible
Source de
pression possible
Source de
pression possible
43. Protections contre les surpressions
Chapeau fermé
Chapeau ouvert (arcade)
Terminologie
▪ Contre-pression (CP)
▪ Pression existante à la sortie du dispositif de décharge et résultant d’un pression
dans le système de décharge.
▪ La contre-pression est la somme de la contre-pression initiale et la contre-
pression engendrée.
▪ Soupape de sûreté conventionnelle à chapeau fermé :
▪ CP totale = CP initiale + CP engendrée
▪ Soupape de sûreté conventionnelle à chapeau ouvert :
▪ La CP initiale doit être nulle afin d’éviter les émissions fugitives.
44. Protections contre les surpressions
Terminologie
▪ Pression de réglage (à froid)
▪ Pression à laquelle la soupape de sûreté est ajustée pour s’ouvrir sur un banc de
test d’atelier.
▪ La pression de réglage (à froid) inclus des corrections pour les conditions de
service avec des hautes température et / ou avec des contre-pressions.
▪ Soupape de sûreté conventionnelle
▪ Chapeau fermé : Pr. réglage = ( PDO – CP initiale minimum ) x facteur de
correction de température
▪ Chapeau ouvert : Pr. réglage = PDO
▪ Soupape de sûreté équilibrée
▪ Chapeau fermé : Pr. réglage = PDO x facteur de correction de température
▪ Chapeau ouvert : Pr. réglage = PDO
Chapeau fermé
Chapeau ouvert (arcade)
45. Protections contre les surpressions
Levée du clapet
Simulation de levée du clapet
montrant la surface annulaire
Terminologie
▪ Levée
▪ Course réelle du clapet entre la position fermée et la pleine levée.
▪ ¼ Orifice < Levée < ⅓ orifice
▪ Surface de décharge
▪ Surface buse
An = Surface décharge de buse
= π x D(buse)2 / 4
ou
▪ Surface annulaire
Ac = Circonférence hydraulique de la buse X lift
= π x D(buse) x levée
Celle qui est la plus petite.
Levée
Position du siège de l’obturateur
Levée (course) et surface annulaire
Position du siège de la buse
46. Terminologie
▪ Battement
▪ Phénomène d’ouverture et fermeture rapide
▪ Produit des endommagements du siège et quelquefois plus.
▪ Dû à un calcul et / ou une sélection non conforme aux besoins réels.
Protections contre les surpressions
47. Protections contre les surpressions
Se rappeler :
“Une soupape de sûreté est le morceau de métal le plus chère que
vous n’aurez jamais à utiliser !”
Une fois de plus …
“Une soupape de sûreté est le morceau de métal le plus chère que
vous ne devriez jamais avoir à utiliser !”
… avez-vous noté la différence ?
… si oui, l’avez-vous comprise ?
48. PRV Support SAS
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