NAPOLCOM Police Officer Exam Results - April 26, 2015magmanewsph
El resumen proporciona información sobre los resultados de la prueba de examen de la Policía Nacional de Filipinas (NAPOLCOM) realizada el 26 de abril de 2015. En total, 6271 personas aprobaron el examen de nivel de Oficial de Policía. La lista completa de aprobados se presenta en orden alfabético, con los nombres y números de identificación de cada persona.
This document discusses optimization of oil production from two wells, B40 and B50, through selection of choke/bean size using nodal analysis. Nodal analysis involves breaking the production system into nodes to study fluid flow variables like pressure and flow rate. Models of the two wells were built using test production data in PIPESIM software. Increasing the bean size from 0.2" to 0.8" significantly increased flow rates for both wells. Ultimately, the optimized bean size selected was 0.28" for well B40 and 0.5" for well B50, increasing their flow rates. The document provides background on choke selection and multiphase flow correlations.
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
Snubbing unit adalah peralatan kecil yang digunakan untuk mengeluarkan dan memasukkan pipa ke lubang sumur secara aman pada tekanan tinggi menggunakan prinsip hidrolik. Komponennya terdiri dari jack hidrolik, work basket, slip, dan BOP untuk mengendalikan tekanan sumur. Ada tiga jenis utama yaitu konvensional, long stroke, dan jack hidrolik, masing-masing memiliki kelebihan dan kelemahan tertentu.
The document discusses blowout preventers, including what they are, the types used, and their specifications and operation. It provides details on ram blowout preventers, annular blowout preventers, and the procedures for function testing and pressure testing blowout preventer stacks. The document is an informative guide on blowout preventer fundamentals, components, and testing requirements.
The document discusses the steps involved in well completion, including:
- Cleaning out the wellbore by running a bit and scraper to remove cement and cuttings.
- Circulating the well from bottom to top with completion fluid to displace drilling mud.
- Measuring the clarity of the returning fluid using an NTU measurement to ensure it is below 25.
- The goal is to clean the wellbore before running the completion string.
NAPOLCOM Police Officer Exam Results - April 26, 2015magmanewsph
El resumen proporciona información sobre los resultados de la prueba de examen de la Policía Nacional de Filipinas (NAPOLCOM) realizada el 26 de abril de 2015. En total, 6271 personas aprobaron el examen de nivel de Oficial de Policía. La lista completa de aprobados se presenta en orden alfabético, con los nombres y números de identificación de cada persona.
This document discusses optimization of oil production from two wells, B40 and B50, through selection of choke/bean size using nodal analysis. Nodal analysis involves breaking the production system into nodes to study fluid flow variables like pressure and flow rate. Models of the two wells were built using test production data in PIPESIM software. Increasing the bean size from 0.2" to 0.8" significantly increased flow rates for both wells. Ultimately, the optimized bean size selected was 0.28" for well B40 and 0.5" for well B50, increasing their flow rates. The document provides background on choke selection and multiphase flow correlations.
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
Snubbing unit adalah peralatan kecil yang digunakan untuk mengeluarkan dan memasukkan pipa ke lubang sumur secara aman pada tekanan tinggi menggunakan prinsip hidrolik. Komponennya terdiri dari jack hidrolik, work basket, slip, dan BOP untuk mengendalikan tekanan sumur. Ada tiga jenis utama yaitu konvensional, long stroke, dan jack hidrolik, masing-masing memiliki kelebihan dan kelemahan tertentu.
The document discusses blowout preventers, including what they are, the types used, and their specifications and operation. It provides details on ram blowout preventers, annular blowout preventers, and the procedures for function testing and pressure testing blowout preventer stacks. The document is an informative guide on blowout preventer fundamentals, components, and testing requirements.
The document discusses the steps involved in well completion, including:
- Cleaning out the wellbore by running a bit and scraper to remove cement and cuttings.
- Circulating the well from bottom to top with completion fluid to displace drilling mud.
- Measuring the clarity of the returning fluid using an NTU measurement to ensure it is below 25.
- The goal is to clean the wellbore before running the completion string.
La cementación es el proceso de colocar una mezcla de cemento y agua a cierta profundidad para aislar zonas productivas de no productivas, proteger el revestimiento, evitar migración de fluidos y sellar zonas no deseables. El cemento usado debe tener las propiedades adecuadas de densidad, viscosidad y tiempo de fraguado para cumplir con los objetivos de la cementación.
Landing nipples are short pieces of pipe with internal profiles that allow lock mandrels to locate and lock into them. They are used to plug tubing for various well operations like removing equipment, pressure testing, and setting packers. The main types are selective and no-go nipples. A typical slickline plug consists of a lock mandrel, equalizing sub, and flow control device. Major manufacturers include Baker, CAMCO, Halliburton/Otis, and Weatherford CPS/Petroline.
This document provides information on various methods for addressing casing failures, including tools and procedures for identifying the type and location of failures, cutting and removing damaged casing, repairing casing using methods like swaging, rolling, and patching, and fishing stuck drill pipe and wireline. The document includes diagrams illustrating casing repair tools and procedures.
The document provides guidance on drilling jar operations for freeing a stuck drill string. It includes information on calculating weight indicators for cocking jars, jarring up and down, and considerations like pump pressure and maximum jar loads. Example calculations are given for a scenario where the string is stuck at 12,500 feet. Key steps include starting jars in the opposite direction of sticking, applying only 50% torque downwards, and gradually increasing jar loads up to maximum limits.
This document provides information on wireline equipment used to lower tools into wells. It describes typical wireline units, pressure control equipment like stuffing boxes, lubricators, tool traps, wireline blowout preventers (BOPs), and their components and functions. The goal of the pressure control equipment is to allow tools to enter the well while containing pressure and preventing leaks.
This document discusses gas lift, a method of artificial lift used in oil production. It describes how gas lift works by injecting gas into the wellbore to reduce fluid density and allow the well to flow. The key components of a gas lift system include the gasline, tubing, packer, and gas lift valves. Continuous and intermittent gas lift methods are examined. Advantages include flexibility and ability to handle high production rates, while disadvantages include needing a gas source and potential high installation costs. Troubleshooting techniques and factors that influence gas lift design are also overviewed.
The document discusses well intervention pressure control and completion equipment. It provides information on:
- Well control considerations for wireline, coiled tubing, and snubbing unit operations.
- Characteristics and density ranges of common completion fluids like brines, oils, and how their density changes with temperature.
- Types of wellhead and Christmas tree configurations including conventional, solid block, and horizontal trees.
- Downhole tools used in completions like tubing hangers, safety valves, packers, and nipples.
- Surface controlled subsurface safety valves (SCSSV) that can be remotely closed from the surface in an emergency.
Fluidos de perfuração e completação_aula 1.pdfjackson_lima
O documento descreve os tipos de fluidos de perfuração utilizados no processo de perfuração de poços de petróleo, suas funções e características. Aborda fluidos iniciais como o convencional e o nativo, além de fatores que afetam a estabilidade do poço e a importância de se evitar danos à formação durante a perfuração.
This document discusses well intervention techniques using coiled tubing. It describes coiled tubing as continuously-milled tubular product that is straightened before insertion into the wellbore. The main types of well intervention discussed are pumping, slickline, snubbing, workover, and coiled tubing. It provides details on the components and functions of a coiled tubing unit, including the reel, injector head, control cabin, power pack, blowout preventer, stripper, and bottom hole assembly.
This is a USEFUL document for drilling engineers, inspectors and rig crew in order to help about recognizing their drill pipe common defects, their usual effects, probable causes and possible corrections, are listed and to do something about them in time. Thanks, TuboScope.
The document describes the components of a drilling string, including drill bits, drill collars, drill pipes, heavy weight drill pipes, and accessories. It explains the functions of each component as well as how to measure and classify drill collars and drill pipes. The document also covers topics such as the neutral point in the drilling string and calculating the number of drill collars needed to apply the desired weight on bit.
The document discusses gas lift, including the concepts, advantages, limitations, types, and design methods. Some key points:
- Gas lift reduces flowing bottom hole pressure and liquid holdup to improve production. Continuous and intermittent flow are the main types.
- Advantages include low cost, adjustable rates, surface control, and independence from downhole conditions. Limitations include needing a gas source and dealing with heavy oils.
- Design methods covered include graphical, unloading line, percent load, and fallback for intermittent lift. Continuous flow uses outflow curves and considers temperature.
- Factors like fluid properties, well configuration, pressure, and correlations affect outflow performance. Gas gradients are calculated based on properties
The document discusses various types of well completions, including:
1. Open hole, slotted liner, gravel pack, cemented and perforated liner, and horizontal well completions for vertical or deviated wells.
2. Natural flow and artificial lift completions, as well as single and multiple zone completions.
3. Specific completion methods are described for horizontal wells including open hole, slotted liner, gravel pack, external casing packer, and cemented and perforated liner completions.
4. Artificial lift completions including rod pumps, hydraulic pumps, gas lift, and electrical submersible pumps are also summarized.
This document discusses different types of drilling rigs used on land and offshore. It describes land rigs as heavy, light, portable, and conventional. Offshore rigs include floating rigs like drill ships and semi-submersibles, bottom-supported rigs like jack-ups and fixed platforms, and barge and submersible rigs. It then compares stationary and mobile land rigs, noting stationary rigs have advantages like faster tripping speeds but require more investment, while mobile rigs have less investment costs but slower tripping speeds and drilling depth restrictions.
This document provides an overview of rig operations and equipment used in drilling wells. It describes the personnel involved in drilling, including the tool pusher, driller, derrick worker, and floor workers. It then explains the major surface and subsurface equipment used, including the hoisting system, drawworks, block and tackle, drilling line, mud circulation system, rotary system, and mud pumps. Finally, it discusses different types of rigs and factors considered when selecting a rig, such as water depth, load capacity, and stability.
This document contains information about Eng. El Sayed Amer, a petroleum engineer who has worked for Weatherford Drilling International and as a process and production engineer for SUCO and RWE DEA. It discusses production packers, which are subsurface tools used to provide a seal between the tubing and casing. Production packers can protect the casing from corrosion, provide better well control, isolate pay zones, and prevent fluid movement between zones. They are classified as either permanent or retrievable based on whether they can be removed from the well without destruction. The document focuses on the characteristics and advantages and disadvantages of permanent and retrievable production packers.
La cementación es el proceso de colocar una mezcla de cemento y agua a cierta profundidad para aislar zonas productivas de no productivas, proteger el revestimiento, evitar migración de fluidos y sellar zonas no deseables. El cemento usado debe tener las propiedades adecuadas de densidad, viscosidad y tiempo de fraguado para cumplir con los objetivos de la cementación.
Landing nipples are short pieces of pipe with internal profiles that allow lock mandrels to locate and lock into them. They are used to plug tubing for various well operations like removing equipment, pressure testing, and setting packers. The main types are selective and no-go nipples. A typical slickline plug consists of a lock mandrel, equalizing sub, and flow control device. Major manufacturers include Baker, CAMCO, Halliburton/Otis, and Weatherford CPS/Petroline.
This document provides information on various methods for addressing casing failures, including tools and procedures for identifying the type and location of failures, cutting and removing damaged casing, repairing casing using methods like swaging, rolling, and patching, and fishing stuck drill pipe and wireline. The document includes diagrams illustrating casing repair tools and procedures.
The document provides guidance on drilling jar operations for freeing a stuck drill string. It includes information on calculating weight indicators for cocking jars, jarring up and down, and considerations like pump pressure and maximum jar loads. Example calculations are given for a scenario where the string is stuck at 12,500 feet. Key steps include starting jars in the opposite direction of sticking, applying only 50% torque downwards, and gradually increasing jar loads up to maximum limits.
This document provides information on wireline equipment used to lower tools into wells. It describes typical wireline units, pressure control equipment like stuffing boxes, lubricators, tool traps, wireline blowout preventers (BOPs), and their components and functions. The goal of the pressure control equipment is to allow tools to enter the well while containing pressure and preventing leaks.
This document discusses gas lift, a method of artificial lift used in oil production. It describes how gas lift works by injecting gas into the wellbore to reduce fluid density and allow the well to flow. The key components of a gas lift system include the gasline, tubing, packer, and gas lift valves. Continuous and intermittent gas lift methods are examined. Advantages include flexibility and ability to handle high production rates, while disadvantages include needing a gas source and potential high installation costs. Troubleshooting techniques and factors that influence gas lift design are also overviewed.
The document discusses well intervention pressure control and completion equipment. It provides information on:
- Well control considerations for wireline, coiled tubing, and snubbing unit operations.
- Characteristics and density ranges of common completion fluids like brines, oils, and how their density changes with temperature.
- Types of wellhead and Christmas tree configurations including conventional, solid block, and horizontal trees.
- Downhole tools used in completions like tubing hangers, safety valves, packers, and nipples.
- Surface controlled subsurface safety valves (SCSSV) that can be remotely closed from the surface in an emergency.
Fluidos de perfuração e completação_aula 1.pdfjackson_lima
O documento descreve os tipos de fluidos de perfuração utilizados no processo de perfuração de poços de petróleo, suas funções e características. Aborda fluidos iniciais como o convencional e o nativo, além de fatores que afetam a estabilidade do poço e a importância de se evitar danos à formação durante a perfuração.
This document discusses well intervention techniques using coiled tubing. It describes coiled tubing as continuously-milled tubular product that is straightened before insertion into the wellbore. The main types of well intervention discussed are pumping, slickline, snubbing, workover, and coiled tubing. It provides details on the components and functions of a coiled tubing unit, including the reel, injector head, control cabin, power pack, blowout preventer, stripper, and bottom hole assembly.
This is a USEFUL document for drilling engineers, inspectors and rig crew in order to help about recognizing their drill pipe common defects, their usual effects, probable causes and possible corrections, are listed and to do something about them in time. Thanks, TuboScope.
The document describes the components of a drilling string, including drill bits, drill collars, drill pipes, heavy weight drill pipes, and accessories. It explains the functions of each component as well as how to measure and classify drill collars and drill pipes. The document also covers topics such as the neutral point in the drilling string and calculating the number of drill collars needed to apply the desired weight on bit.
The document discusses gas lift, including the concepts, advantages, limitations, types, and design methods. Some key points:
- Gas lift reduces flowing bottom hole pressure and liquid holdup to improve production. Continuous and intermittent flow are the main types.
- Advantages include low cost, adjustable rates, surface control, and independence from downhole conditions. Limitations include needing a gas source and dealing with heavy oils.
- Design methods covered include graphical, unloading line, percent load, and fallback for intermittent lift. Continuous flow uses outflow curves and considers temperature.
- Factors like fluid properties, well configuration, pressure, and correlations affect outflow performance. Gas gradients are calculated based on properties
The document discusses various types of well completions, including:
1. Open hole, slotted liner, gravel pack, cemented and perforated liner, and horizontal well completions for vertical or deviated wells.
2. Natural flow and artificial lift completions, as well as single and multiple zone completions.
3. Specific completion methods are described for horizontal wells including open hole, slotted liner, gravel pack, external casing packer, and cemented and perforated liner completions.
4. Artificial lift completions including rod pumps, hydraulic pumps, gas lift, and electrical submersible pumps are also summarized.
This document discusses different types of drilling rigs used on land and offshore. It describes land rigs as heavy, light, portable, and conventional. Offshore rigs include floating rigs like drill ships and semi-submersibles, bottom-supported rigs like jack-ups and fixed platforms, and barge and submersible rigs. It then compares stationary and mobile land rigs, noting stationary rigs have advantages like faster tripping speeds but require more investment, while mobile rigs have less investment costs but slower tripping speeds and drilling depth restrictions.
This document provides an overview of rig operations and equipment used in drilling wells. It describes the personnel involved in drilling, including the tool pusher, driller, derrick worker, and floor workers. It then explains the major surface and subsurface equipment used, including the hoisting system, drawworks, block and tackle, drilling line, mud circulation system, rotary system, and mud pumps. Finally, it discusses different types of rigs and factors considered when selecting a rig, such as water depth, load capacity, and stability.
This document contains information about Eng. El Sayed Amer, a petroleum engineer who has worked for Weatherford Drilling International and as a process and production engineer for SUCO and RWE DEA. It discusses production packers, which are subsurface tools used to provide a seal between the tubing and casing. Production packers can protect the casing from corrosion, provide better well control, isolate pay zones, and prevent fluid movement between zones. They are classified as either permanent or retrievable based on whether they can be removed from the well without destruction. The document focuses on the characteristics and advantages and disadvantages of permanent and retrievable production packers.
Controle et isolation - La sélection d'une soupape de sureté vous donne des m...Laurentide Controls
Saviez-vous que choisir la bonne soupape de sureté (« Safety Valve ») pourrait vous permettre d’augmenter votre rendement en plus de protéger votre usine?
Cependant, entre les différents codes, la RBQ et les multitudes de modèles, même un personnel expérimenté pourrait utiliser de l’aide. Nous sommes là pour vous aider à naviguer ces sujets et retrouver la confiance à vos installations.
Contrôle et isolation - Tu as fait quoi? Erreurs classiques des régulateurs p...Laurentide Controls
Même les produits de plus haut niveau ne peuvent pas éliminer ces erreurs communes des régulateurs. Découvrez-les et assurez-vous qu'ils ne vous arrivent pas. En savoir plus sur les meilleures pratiques d'installation des régulateurs.
Sonde de niveau de liquide Eurosens DizziPawel Elenski
Capteur de niveau ultrasonique Eurosens Dizzi est utilisé pour la mesure de niveau sans contact (non invasif) de liquides acoustiquement transparents. La mesure est faite par l'écholocation externe par le bas de la conception tank.Innovative, aucun forage de réservoir n'est nécessaire.
De l’accident à la consignation des énergies: retour d’expérience - L. LYCKE, Euro-Locks Bastogne
Présentations de la journée sécurité au travail organisée par la Chambre de commerce et le CPT-Lux à Bastogne, le 4 avril 2019.
Pour vos joints PSS SHAFT SEALS et pièces détachées, contactez FRANCE HELICES : info@francehelices.fr
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Similaire à Prvs 8. reglage et test des soupapes de surete rev1a (20)
3. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Propreté
▪ Une fois que la soupape de sûreté a été révisée, il conviendra
d’éviter l’endommagement des internes celle-ci durant les
phases de réglage et test. Pour ce faire, assurez-vous de :
▪ Enlever toute trace de poussière sur le banc avec un chiffon
propre, et ce chaque jour.
▪ Eliminer toute trace d’humidité et poussière dans l’orifice de la
table. Pour ce faire, placer le pouce dessus, augmenter la
pression quelque peu et retirer le pouce. Répéter jusqu’à ce qu’il
n’y ait plus que du gaz qui s’échappe de l’orifice.
▪ Protéger l’orifice avec un chiffon propre.
▪ Souffler la table du banc de test pour retirer toute particule.
▪ Nettoyer la table avec un solvent. Si des adapteurs doivent être
utilisés, les nettoyer avant usage sur la table. Une fois que la
table est propre, s’assurer aussi que l’orifice d’entrée de la
soupape de sûreté est propre.
▪ S’assurer que la système de verrouillage est propre et
mécanique sain.
▪ Utiliser une clé de serrage propre.
▪ Ne rien laisser sur la table de test, en particulier tout objet sale
(feuilles, chiffons, outils, etc.).
Table de banc de test propre.
4. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Sécurité
▪ Retirer les bouchons de protection d’orifice des
raccordements (entrée et sortie).
▪ Toujours positionner l’orifice de sortie en direction d’une zone
sûre (pas en direction de l’opérateur ou d’une zone de
passage).
▪ S’assurer que la soupape de sûreté est bridée sur la table de
test.
▪ S’assurer que toute personne autour du banc est conscient de
la dangerosité de l’opération.
▪ S’assurer que l’opérateur et toute autre personne autour du
banc porte des bouchons d’oreille ou un casque anti-bruit.
Les soupapes peuvent générer un bruit très important, en
particulier sur les fluides compressibles (gaz, vapeur d’eau).
▪ Avant d’intervenir sur la soupape de sûreté (réglage,
installation d’un accessoire de test), s’assurer qu’il n’y a plus
aucune pression à l’entrée de la soupape.
Equipement de Protection Individuel
5. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Réglage des soupapes de sûreté : problème de méthode
▪ Toutes les soupapes de sûreté ont une conception spécifique et se
conforment à des normes spécifiques.
▪ Une soupape de sûreté pleine levée ne fonctionne pas comme une soupape
à levée proportionnelle. Les caractéristiques d’ouverture sont donc
différentes et les méthodes de tests aussi.
▪ NB-18
▪ La plupart des soupapes de sûreté sont testées et certifiées par un
laboratoire selon des méthodes de test particulières. Il s’agit souvent du
National Board of Boiler & Pressure Vessels Inspectors. Ainsi, les
fabricants de soupapes de sûreté suivent ces enregistrements et
méthodes certifiées même pour les soupapes de production. Les
caractéristiques d’ouverture sont enregistrées dans le document nommé
NB-18 (dit Red Book par le passé) disponible sur le site internet du NB.
▪ POP contre première fuite audible
▪ Sur les applications gaz, la plupart des soupapes de sûreté à ressort
doivent être réglées et testées avec l’obtention d’un bruit dit POP et pas
seulement à la première fuite audible. Pire, la plupart des bancs de test
automatique détectent une première fuite dans le système de tuyauterie du
banc (baisse de pression). Elle correspond pourtant plutôt au sifflement
avec ouverture (simmer) et non à un ouverture franche (POP). De telles
erreurs conduisent l’opérateur à surestimer la valeur de réglage de la
soupape. Aussi ce type de pratique erronée est souvent à l’origine de fuite
excessive durant la phase de test d’étanchéité suivant celle du réglage
avec « ouverture ».
National Board
6. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Réglage des soupapes de sûreté : problème de méthode
▪ Pression de réglage (CDTP) : à moins qu’une soupape de sûreté n’ait été
réajustée, il faudra toujours utiliser la valeur de pression de réglage
d’origine indiquée sur la plaque d’identification du fabricant lors d’un
essai sur un banc de test en atelier.
▪ Facteur correcteur
▪ Une soupape de sûreté est conçue pour fonctionner sur une application à
pleine capacité et non sur une banc de test.
▪ Un banc de test n’a généralement ni pleine capacité ni large surface de
décharge au niveau de la table de test où est installée l’entrée de la soupape
de sûreté.
▪ Selon les caractéristiques du banc de test, un facteur de correction pourra
être appliqué à la valeur de pression de réglage (CDTP) pour les tests sur
liquide uniquement. Se référer au manuel (IOMM) ou à la procédure de
réglage du fabricant.
▪ Ce facteur sera a priori uniquement applicable aux soupapes à ressort.
Exemple :
▪ Sarasin-RSBD – P series (Starflow™) : facteur correcteur 0.95
▪ Sarasin-RSBD – 9 series : facteur correcteur 0.97
▪ Se rapprocher des fabricants pour savoir comment régler quand la méthode
du premier flux régulier (first steady stream) n’est pas possible (capacité
limitée du banc).
Technicien préparant un test de soupape de
sûreté pilotée
7. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Réglage des soupapes de sûreté : phase du fluide
▪ Utiliser la bonne phase pour les tests en atelier :
▪ Application gaz : Air ou azote
▪ Application liquide : Eau
▪ Application biphasique : se référer à la phase gaz enregistrée sur la
plaque signalétique. Usuellement, une poche de gaz se forme sous
le clapet avant le début d’ouverture une fois la soupape installée
sur son application.
▪ Une phase incorrecte pour un test peut conduire à l’obtention de
résultat en dehors des tolérances de réglage et de fait induire en
erreur l’opérateur du test.
▪ Test en eau
▪ Dans le cas de test en eau, il conviendra de souffler l’intérieur du
corps afin d’enlever l’eau et toute trace d’humidité. Cela permet de
prévenir l’apparition de rouille dans le corps.
▪ Eventuellement, vaporiser une solution huileuse à l’intérieur du
corps afin de prévenir la formation de rouille avant la réinstallation.
Technicien préparant un test de soupape de sûreté pilotée
8. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Réglage des soupapes de sûreté : caractéristique
des versions pilotées
▪ Le réglage des soupapes de sûreté pilotées débute par celui du
pilote seul.
▪ Une fois que le pilote est réglé, il faut assembler le pilote sur le
corps principale et tester la soupape pilotée complète.
▪ Cette méthode permet de limiter l’endommagement de la portée
du siège principal. En effet le réglage nécessite souvent de
multiples ouvertures et pourrait endommager la portée par les
chocs brutaux. Le siège du pilote est nettement moins exposé
de part la manière dont le pilote fonctionne.
Pilote DCS / DMS (Sarasin-RSBD)
Pilote DGS (Sarasin-RSBD)
Purge
Port vers
dôme
Pression
du dôme
Sortie
pilote
Robinet
à aiguille
Pression
système
Pression
système
Pression
du dôme
Purge
Robinet
à aiguille
Sortie pilote
Port
détection
Port
alimentation
Port
dôme
9. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Réglage des soupapes de sûreté : tolérances ASME
ASME GAMME TOLÉRANCE
PRESSION
DEBUT
OUVERTURE
FERMETURE ACCUMULATION
/ SURPRESSION
du système de soupape de
sûreté (minimum)
SECTION
(SYMBOLE)
RÉFÉRENCE BARG PSIG
I
(V)
PG-69.1.4
PG-72.1
PG-72.2
P ≤ 4.83 P ≤ 70
+/- 2 PSI
(0.14 BAR)
+ 2 PSI
4.83 < P ≤ 20.68 70 < P ≤ 300 +/- 3%
+3 %20.68 < P ≤ 68.95 300 < P ≤ 1000
+/- 10 PSI
(0.69 BAR)
68.95 < P 1000 < P +/- 1%
PG-72.4.3
P ≤ 4.62 P ≤ 67 2 PSI ≤ F ≤ 4 PSI
4.62 < P ≤ 17.24 67 < P ≤ 250 2% ≤ F ≤ 6%
17.24 < P ≤ 25.85 250 < P ≤ 375 2% ≤ F ≤ 15 PSI
25.85 < P 375 < P 2% ≤ F ≤ 4%
PG-72.1;
PG-73.4.3
EAU CHAUDE 2% ≤ F ≤ 10%
VIII
(UV)
UG-125(c)
UG-131(c)(1)
UG-126(d)
UG-136(c)(3)(b)
P ≤ 4.83 P ≤ 70
+/- 2 PSI
(0.14 BAR)
3 PSI or 10%
(la plus grande valeur)
4.83 < P 70 < P +/- 3% 10%
UG-125(c)(1)
UG-134(a)
Soupapes de sûreté multiples
Applicable
comme
ci-dessus
4 PSI or 16%
(la plus grande valeur)
UG-131(c)(2)
UG-126(d)
Cas feu
21%
UG-125(c)(2)
UG-134(b)
Cas feu (soupape supplémentaire)
(PDO max ≤ 110% PMA)
11. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Test : Étanchéité du siège
▪ Une fois la soupape de sûreté réglée, l’étanchéité du siège doit être testée. La norme applicable est l’API STD 527.
▪ S’assurer que le clapet est correctement repositionné. En cas de doute, faire sautiller le clapet sur son siège. La surface
rotulante du clapet et la force de fermeture assure le bon repositionnement.
▪ S’assurer d’utiliser les accessoires de test d’étanchéité adéquats afin d’éviter des fuites secondaires, ce qui
compromettrait les résultats du test. Souvent, ceux fournis avec les bancs de tests ne sont pas fiables s’ils utilisent des
plaques de caoutchouc trop molles (voire dégradées) et/ou des tendeurs élastiques pour maintenir la plaque détecteur.
Coupe soudée
au détecteur
Serre-joint
Pression air
Joint caoutchouté attaché
à la surface du détecteur
pour prévenir les fuites Tube de fuite
(coupé net et
perpendiculaire)
Trou de contrôle du niveau d’eau
– maintient 0,5’’ (12,7 mm) du
bas du tube au trou
0,5’’ (12,7 mm)
Papier ciré afin de permettre la décharge
de pression en cas d’ouverture de la
soupape durant le test
Soupape
12. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Test : Étanchéité du siège
▪ S’assurer d’avoir le bon niveau d’eau.
▪ Le tube doit être
▪ Vertical.
▪ De la bonne dimension.
Adapteur de sortie taraudée pour
soupape de sûreté
Tube avec diamètre extérieure 7,9 mm
(5/16’’) et d’une épaisseur de 0,89
mm (0,035’’)
0,5’’ (12,7 mm)
Eau
13. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Test : Performance d’étanchéité du siège
▪ La fuite doit être recherchée à 90% de la pression de début d’ouverture.
▪ Les bulles doivent être comptées à partir du moment où elles apparaissent de manière uniforme.
▪ Critères d’acceptation :
▪ Pour les portées métalliques, voir le tableau ci-dessous.
▪ Pour les portées souples, aucune fuite durant une minute (0 bulle/min).
▪ Pour les soupapes pilotées, voir le tableau pour les valeurs “orifice ≥ G”.
Pression de début
d’ouverture
à 15.6 °C (60 °F)
barg (psig)
Taux de fuite (Bulles/min)
Diamètre orifice
inférieur ou égal à 18 mm
(0.700 in) (API orifice ≤ F)
Diamètre orifice
supérieur à 18 mm (0.700 in)
(API orifice ≥ G)
1.03 to 69 (15 to 1000) 40 20
≤ 103 (1500) 60 30
≤ 130 (2000) 80 40
≤ 172 (2500) 100 50
≤ 207 (3000) 100 60
≤ 276 (4000) 100 80
Au-delà de 276 (4000) 100 100
15. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Test : sur installation
▪ Plusieurs accessoires de révision et test sont disponibles sur le
marché. Ces accessoires sont utilisés pour des tests ou des
réajustements de la pression de réglage. Cela ne remplace aucunement
une révision complète (inspection complète des internes et réparation).
▪ Cela aide à prioriser les révisions.
16. Réglage et Test des soupapes de sûreté
Test : sur installation
▪ Lorsque qu’une soupape de sûreté pilotée inclus un connecteur de test sur site, la pression de début d’ouverture
peut être contrôlée et réajustée.
▪ Le schéma ci-dessous décrit le système devant être arrangé et raccordé au connecteur de test sur site.
Manomètre Robinet de
sectionnement
Raccordement
au connecteur
de test sur site
Purge
Bouteille
d’azote
Robinet de la
bouteille d’azote
Régulateur
d’azote