etude des infrasctructures de stockage et d'expedition d'un depot soutes de 45000 tm sur...

Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

République de Côte d’Ivoire Union – Discipline - Travail

Ecole Supérieure d’Industrie Année Académique 2011-2012

N° d’ordre : 07INP00774 /2012 /INP-HB/ ESI

En vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur de Conception en Génie Chimique option Pétrole

THEME

ETUDE DES INFRASTRUCTURES DE STOCKAGE ET D’EXPEDITION D’UN DEPOT SOUTE DE 45000TM SUR LE SITE DE CORLAY

Encadreur pédagogique

Prof. SORO Yaya Enseignant Chercheur INP-HB / DFR GCAA

Maitre de stage

M. AKMEL Akpess Valentin Ingénieur Projet PETROCI Holding

Présenté par KAMAGATE Ibrahim Oumar

Elève-Ingénieur en Génie Chimique option Pétrole / Promotion 2012

République de Côte d’Ivoire Union – Discipline - Travail

Ecole Supérieure d’Industrie Année Académique 2011-2012

N° d’ordre : 07INP00774 /2012 /INP-HB/ ESI

En vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur de Conception en Génie Chimique option Pétrole

THEME

ETUDE DES INFRASTRUCTURES DE STOCKAGE ET D’EXPEDITION D’UN DEPOT SOUTE DE 45000TM SUR LE SITE DE CORLAY

Encadreur pédagogique

Prof. SORO Yaya Enseignant Chercheur INP-HB / DFR GCAA

Maitre de stage

M. AKMEL Akpess Valentin Ingénieur Projet PETROCI Holding

Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Présenté par KAMAGATE Ibrahim Oumar

Elève-Ingénieur en Génie Chimique option Pétrole / Promotion 2012

INPHB\ESI\IGCP-III\ KAMAGATE Ibrahim Oumar

2012 AVANT-PROPOS

SOMMAIRE Dédicace

Avant-propos i

Remerciements ii

Liste des figures iii

Liste des tableaux iv

Sigles et abréviations v

INTRODUCTION

PREMIERE PARTIE : GENERALITES

I. PRESENTATION DE L’ENTREPRISE D’ACCUEIL 3

I.1. Historique 3

I.2. Activités 4

I.3. Organisation administrative et structure d’accueil 5

II. PRESENTATION DU THEME 8

II.1. Présentation du projet 8

II.2. Opportunités et contraintes 9

II.3. Fuel Oil et Gasoil 10

II.4. Stockage et dépôt d’hydrocarbures 11

II.5. Soutage et Pipelines 12

DEUXIEME PARTIE : MATERIEL ET METHODES

I. MATERIEL 15

I.1. Matériel informatique 15

I.2. Documents 16


PETROCI ETUDE DES INFRASTRUCTURES DE STOCKAGE ET D’EXPEDITION D’UN DEPOT SOUTES DE 45000TM SUR LE SITE DE CORLAY

II. METHODES 17

II.1. Validation de la répartition des bacs sur le terrain 17

II.2. Etude des infrastructures de stockage 21

II.3. Etude du réseau incendie 21

II.4. Etude économique 21

TROISIEME PARTIE : RESULTATS ET DISCUSSION

I. ETUDE DU POSITIONNEMENT DES BACS SUR LE SITE 23

II. DIMENSIONNEMENT DES BACS ET DES CUVETTES DE RETENTION 27

II.1. Dimensionnement des bacs 27

II.2. Dimensionnement des cuvettes de rétention 34

III. ETUDE DU RESEAU D’ALIMENTATION ET D’EXPEDITION 35

III.1. Réseau d’alimentation 35

III.2. Réseau d’expédition 36

III.3. Pomperie, vannes et instrumentation 40

III.4. Inventaire des éléments du réseau 42

IV. ETUDE HSE 43

IV.1. Equipement HSE 43

IV.2. Réseau incendie 44

V. SIMULATION DU FONCTIONNEMENT DE L’INSTALLATION 51

VI. ETUDE ECONOMIQUE 53

VI.1. Evaluation du coût des bacs et des cuvettes de rétention 54

VI.2. Evaluation du coût des lignes 55

CONCLUSION GENERALE 56

BIBLIOGRAPHIE 57

ANNEXES

i

A Ma Mère Liliane & Mon Père Ali,

INPHB\ESI\IGCP-III\ KAMAGATE Ibrahim Oumar i


AVANT-PROPOS

Créé le 4 septembre 1996 par le décret ministériel 96-678, l’Institut National Polytechnique

Felix HOUPHOUET-BOIGNY (INP-HB) de Yamoussoukro regroupe six grandes écoles reparties sur trois

grands sites différents : l’INP-Nord, l’INP-Centre et l’INP-Sud.

Ces six grandes écoles sont :

- L’Ecole Supérieure d’Agronomie (ESA) ;

- L’Ecole de Formation Continue et de Perfectionnement des Cadres (EFCPC) ;

- L’Ecole Supérieure des Mines et Géologie (ESMG) ;

- L’Ecole Supérieure des Travaux Publics (ESTP) ;

- L’Ecole Supérieure de Commerce et d’Administration des Entreprises (ESCAE) ;

- L’Ecole Supérieure d’Industrie (ESI) ;

Le cycle Ingénieur en Génie Chimique option Pétrole, filière de l’ESI dont nous sommes

issus, a pour objectif de former des Ingénieurs compétents dans tous les domaines de production,

exploitation, traitement et distribution du pétrole et des produits pétroliers. Elle a également pour vocation

de former des cadres supérieurs dynamiques et directement opérationnels sur le marché du travail.

Pour atteindre ces objectifs, les élèves Ingénieurs ont pour obligation d’effectuer à la fin de

leur formation un stage, couronné par un mémoire soutenu devant un jury.

Ce besoin d’envoyer les étudiants en stage reconnait à notre institut son aspect pratique et

surtout son souci de conformer son programme d’enseignement aux attentes professionnelles. C’est une

expérience non moins négligeable pour les étudiants dans la mesure où elle permet de confronter leurs

connaissances théoriques à la réalité du terrain et d’acquérir une expérience pratique pour leur future

carrière.

C’est dans ce cadre que nous avons effectué un stage de quatre mois du 18 avril au 18 aout

2012, au sein de la société PETROCI Holding où nous avons travaillé sur la construction d’un nouveau

dépôt de stockage de produits pétroliers.

INPHB\ESI\IGCP-III\ KAMAGATE Ibrahim Oumar ii

2012 REMERCIEMENTS

REMERCIEMENTS

Ce stage s’est effectué à PETROCI Holding. Le travail demandé a pu être réalisé grâce à la

disponibilité et au concours très appréciable de certaines personnes. C’est pourquoi nous tenons à remercier :

- Prof ADIMA A. Augustin, Parrain de la 8ème promotion IGCP qui n’a ménagé aucun effort pour

l’obtention de ce stage ;

- La Direction Générale de PETROCI Holding ;

- La Direction de L’ingénierie et de la Logistique (DIL) de PETROCI Holding qui a accepté de

nous accueillir au sein de ses murs ;

- M.GNANCHOU Yves Christian, Chef de Département Appontements et Lignes qui en plus de

son titre, nous a montré l’intérêt qu’il porte à la formation des jeunes ingénieurs ;

- M.AKMEL Akpess Valentin, Ingénieur Projet à la cellule Projet de la DIL, notre maitre de stage

que nous remercions pour sa disponibilité, son écoute, ses conseils et son soutien ;

- Messieurs BANGAI Patrice, YUGBARE Lazare, KONAN Henri de la DIL pour leur aide qui

nous a été bénéfique ;

- M. KOUASSI Dazy Jésus, Chef de Département Maintenance et Projet à PUMA ENERGY, pour

son oreille attentive.

Nous adressons également nos sincères remerciements à :

- La Direction de L’Ecole Supérieure d’Industrie ;

- Prof. SORO Yaya, notre encadreur pédagogique pour sa disponibilité et ses conseils ;

- Prof. ADOUBY Kopoin pour son soutien tout le long de notre parcours académique ;

- Tous les enseignements pour la qualité de la Formation que nous avons reçue ;

- Tous les élèves Ingénieurs en Génie Chimique option Pétrole ;

- La grande Famille des prestigieux « Prépas technos » promotion 2007.

Enfin, nous ne saurons terminer sans remercier :

- Nos parents KAMAGATE Ali et OTIELEO Liliane qui ont cru en nous et continuent de le faire ;

- Mlle KARAMOKO Brakys Michelle qui a su nous guider dans les moments les plus difficiles ;

- Tous nos frères et amis qui ont contribué de près ou de loin à la réalisation de ce travail.

INPHB\ESI\IGCP-III\ KAMAGATE Ibrahim Oumar iii


LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Organigramme de la DILP 7

Figure 2 : Plan de masse de la répartition des infrastructures de stockage 24

Figure 3 : Vue du modèle 3D de l’installation 25

Figure 4 : Récapitulatif des dimensions des bacs de 5000m3 31

Figure 5 : Récapitulatif des dimensions des bacs de 10000m3 32

Figure 6 : Vue en coupe d’une cuvette de rétention 34

Figure 7 : Réseau d’alimentation et d’expédition 37

Figure 8 : PID du circuit d’alimentation 38

Figure 9 : PID du circuit d’expédition vers les appontements et du circuit tampon 39

Figure 10 : Répartition des éléments de sécurité sur le site 45

Figure 11 : Disposition des lignes en eau du réseau incendie 47

Figure 12 : Disposition des lignes en émulseur et des déversoirs de mousse 48

Figure 13 : PID du réseau incendie 52

INPHB\ESI\IGCP-III\ KAMAGATE Ibrahim Oumar iv

2012 LISTES DES FIGURES ET TABLEAUX

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1 : Dimensions des bacs 26

Tableau 2 : Dimensions du bac tampon B05 27

Tableau 3 : Résultats du calcul des épaisseurs des viroles 28

Tableau 4 : Résultats corrigés des épaisseurs des viroles 28

Tableau 5 : Surépaisseur de corrosion 29

Tableau 6 : Estimation du poids des bacs montés nus sans radier 33

Tableau 7 : Pompes du circuit d’expédition 40

Tableau 8 : longueurs totales des lignes d’alimentation / expédition 42

Tableau 9 : Courbures et tés 43

Tableau 10 : Vannes et instruments 43

Tableau 11 : Longueur des lignes du réseau incendie 49

Tableau 12 : Longueur des couronnes des bacs et des rideaux d’eau 49

Tableau 13 : Extincteurs, caméras de surveillance et arrosoirs 49

Tableau 14 : Déversoirs, chambres, rideaux, lances, couronnes et clarinettes 50

Tableau 15 : Résultats de la simulation 53

Tableau 16 : Coûts des bacs 54

Tableau 17 : Coût des lignes 55

INPHB\ESI\IGCP-III\ KAMAGATE Ibrahim Oumar v


SIGLES ET ABREVIATIONS

2D : 2 Dimensions

3D : 3 Dimensions

ANSI : American National Standards Institute

API : American Petroleum Institute

ASTM : American Society for Testing and Material

BTS : Basse Teneur en Soufre

CODRES : Code français de construction des Réservoirs cylindriques verticaux en acier

CNR : Canadian Natural Ressources

Cst : Centistokes

DAO : Dessin Assisté par Ordinateur

GESTOCI : Société de Gestion des stocks pétroliers de la Côte d’Ivoire

G.O : Gasoil

F.O : Fuel Oil

Ha : Hectare

HSE : Hygiène, Sécurité et Environnement

HTS : Haute teneur en Soufre

ISO : International Organization for Standardization

MSTT : Mobil, Shell, Texaco, Total

PID : Piping and Instrumentation Diagram ou Diagramme d’Instrumentation et de Canalisation

SIAP : Société Ivoirienne D’avitaillements Portuaires

SIR : Société Ivoirienne de Raffinage

SMB : Société Multinationale de Bitume

STD : Standard

UFRB : Unité de Fabrication et de Requalification de Bouteille


1

2012 INTRODUCTION

INTRODUCTION

Après 10 années de crise, la Côte d’Ivoire revient sur le marché international des

hydrocarbures avec des ambitions à la hauteur de ses moyens. Pilotée par la Société

Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte d’Ivoire en abrégé PETROCI, celle-ci

entame sa relance dans un secteur où elle a accumulé un grand retard.

Fière de cette noble tâche qui lui incombe, PETROCI entreprend plusieurs projets

dans le but de développer et redynamiser ses activités tant bien au niveau de

l’exploration/production que de l’industrie/service. Au titre de ceux-ci, on peut citer pêle-

mêle, le projet d’une nouvelle raffinerie et d’une unité de production d’engrais azoté

destinée à s’auto suffire.

Depuis 1978, PETROCI réalise aussi de l’import/export de produits pétroliers via

un appontement et un réseau de lignes performants. En plus de cela, PETROCI assure la

fourniture des navires et bateaux en carburant (soutes ou bunkers). Cette activité, en plein

essor dans la sous-région et en particulier en Côte d’Ivoire, conforte cette dernière dans sa

position de pôle incontournable sur le marché des hydrocarbures et représente une manne

financière encore mal exploitée.

Dans cette optique, PETROCI a mis en branle plusieurs projets de développement

et de pérennisation de l’activité de soutage dont l’un a pour thème : « Etude des

infrastructures de stockage et d’expédition d’un dépôt soutes de 45000TM sur le site

de Corlay ». Ce projet nous a été soumis dans le cadre de notre stage de fin d’études. Ce

thème nous permettra d’apprendre à concevoir et entrevoir tous les aspects du

dimensionnement de ces structures très importantes dans le domaine des hydrocarbures.

L’étude de ce projet requiert d’abord des généralités sur l’entreprise d’accueil, le

Fuel Oil et le Gasoil, le stockage d’Hydrocarbures ainsi que sur le thème. En deuxième

partie, nous présenterons le matériel et les méthodes appliquées. Les résultats obtenus

seront présentés dans une troisième partie suivie par une étude économique du projet.



2

PREMIERE PARTIE

GENERALITES


3

1ere PARTTIE GENERALITES

I. PRESENTATION DE L’ENTREPRISE D’ACCUEIL

I.1. Historique Le choc pétrolier de 1973 a engendré la chute des cours des matières premières

d’origine agricole, en particulier ceux des cultures de rentes telles que le café et le cacao.

L’Etat de Côte d’Ivoire, en application de l’article 5 du code pétrolier a donc décidé de

créer une société dans le but de faire de la recherche et de l’exploitation d’hydrocarbures

en Côte d’Ivoire. C’est ainsi que la Société Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte

d’Ivoire fut créée le 21 octobre 1975 par le décret N°75-744 avec un capital initial de 2

milliards de Francs CFA.

Le 04 novembre 1997, le gouvernement ivoirien, dans l’optique de redynamiser les

activités de cette société, l’a érigé en groupe de société de type Holding. Cette décision

résultait de la loi N°97-519 du 04 septembre 1997 portant définition et organisation des

sociétés d’Etat. Dès lors, la PETROCI se compose d’une société mère (PETROCI Holding)

et de trois filiales opérationnelles dont le capital est ouvert à 49%. Ce sont :

- PETROCI EXPLORATION et PRODUCTION, créée le 25 février 1998 et

chargée de la recherche de partenaires susceptibles d’exploiter le sous-sol ivoirien ;

- PETROCI GAZ, créée le 26 février 1998 et chargée du développement de la

filière gaz ;

- PETROCI INDUSTRIES SERVICES, créée le 02 mars 1998 avec pour

objectifs le développement des industries connexes aux activités de PETROCI, la gestion

des appontements et lignes et du Trading.

Cependant, après deux années d’activités, des difficultés financières ont entrainé la

dissolution des filiales et amorce dès le 16 novembre 2000, le processus de fusion de ces

dernières à la société mère.

L’Etat de Côte d’Ivoire a autorisé par le décret N°2001-581 l’extension de l’objet

social de PETROCI Holding conformément à l’article 31 de son statut et sa transformation

en Société Anonyme est actuellement en cours. A ce jour, le capital de PETROCI Holding

s’élève à 20000000000 de francs CFA.



4

Le siège de PETROCI Holding est situé à Abidjan Plateau, immeuble les Hévéas,

14 Boulevard Carde. En plus du siège, PETROCI dispose d’autres sites opérationnels qui

sont :

- l’appontement pour les produits pétroliers ;

- le poste source site de l’unité de traitement de gaz naturel ;

- le centre emplisseur ;

- le Centre d’Analyse et de Recherche géologiques et géochimiques ;

- l’unité de requalification et de fabrication des bouteilles.

I.2. Activités Placée sous la tutelle du Ministère des Mines et de l’Energie, PETROCI Holding

dispose des titres d’exploration et d’exploitation des ressources pétrolières et gazières du

sous-sol ivoirien.

Elle a pu identifier grâce à de récentes études géophysiques et géologiques

avancées, de nombreux prospects prometteurs, essentiellement situés en eaux profondes

dont le potentiel est estimé à plusieurs milliards de barils de pétrole et de gaz en place. La

Société Nationale d’Opérations Pétrolières de Côte d’Ivoire est aussi chargée de la

recherche dans l’exploitation des gisements de matières premières fossiles et de toutes

autres substances connexes ou associés.

Par ailleurs, en plus de sa mission principale, PETROCI est également chargée :

- du conditionnement et de la distribution du gaz butane (Centre Emplisseur) ;

- de la distribution du gaz naturel (réseau souterrain de distribution par

canalisation) ;

- de l’analyse des fossiles et des hydrocarbures ;

- de la réalisation des sismiques 2D et 3D ;

- du développement de l’industrie, du transport, du stockage et de la

commercialisation des produits dérivés du pétrole brut ;

- d’assurer la continuité et la sureté des approvisionnements de la Côte d’ Ivoire

en Hydrocarbures et produits dérivés.


5


I.3. Organisation administrative et structure d’accueil

I.3.1. Organisation administrative La structure organisationnelle de PETROCI se présente sous forme d’un

organigramme évolutif de type pyramidal qui comprend :

- Le Conseil d’Administration (CA);

- La Direction Générale (DG);

- La Direction des Finances et de la comptabilité (DFC);

- La Direction des Ressources Humaines (DRH);

- La Direction Exploration (DE);

- La Direction du Centre d’Analyse et de Recherche (DCAR);

- La Direction Ingénierie et Production (DIP);

- La Direction de la Technologie, de l’Information et de la Stratégie (DTIS);

- La Direction de la Commercialisation des Produits (DCP);

- La Direction de l’Industrie et de la Logistique Pétrolière (DILP);

Cette dernière direction qui résulte de la fusion de la coordination Appontements et

Lignes et de la Base Logistique de Vridi. Elle a pour rôle le Trading (vente et achat), la

distribution des produits, les prestations de la deuxième raffinerie et l’adoption d’une

démarche qualité pour parvenir à la certification internationale ISO.

Les Appontements et Lignes font l’interface grâce à deux quais et un parcours de

pipes long de 3,6 Km entre la SIR, la GESTOCI et la SMB et les navires qui viennent se

charger ou décharger des hydrocarbures (import/export) ou alimenter leurs réservoirs pour

leurs propres consommations (Soutage).

Pour notre mémoire de fin d’études, nous avons été accueillis dans cette direction

dont nous allons faire une plus ample présentation dans la suite.

I.3.2. Structure d’accueil Situé à Vridi Zone Industrielle sur le boulevard du canal, la direction Industrie et

Logistique Pétrolière compte deux départements et une cellule Projet et Industrialisation.

Dans le souci constant de rentabilité de ses activités et réduction des charges, la DILP s’est

fixé plusieurs objectifs.



6

Parmi ceux-ci d’adopter une démarche qualité pour parvenir à une certification ISO

et d’atteindre un niveau de sécurité qui garantit la pérennité des installations et du

personnel, par des travaux de rénovation et de mises aux normes. Les différents services de

la DILP sont présentés dans les sous-parties suivantes.

I.3.2.1. Département base logistique La base logistique est localisée en zone industrielle de Vridi, rue L28 Métallurgie.

Construite par Phillips Petroleum, le quai Phillips a été repris en 1988 par PETROCI qui la

baptisé Base Logistique de Vridi.

Dotée d’une main d’œuvre qualifiée et d’une expertise reconnue dans la sous-

région et dans le monde, la Base Logistique a pour mission principale d’apporter un appui

logistique à tous les opérateurs pétroliers. Leader dans son domaine d’activité, la Base

Logistique offre des prestations de qualité et exceptionnelles dont:

- La vente de prestations de service aux clients opérateurs pétroliers entre

autres CNR, AFREN, FOXTROT, VANCO, ANADARKO, LUKOIL et aux compagnies

de services telles que MI Overseas, Schlumberger, FMC, BAKER par l’exploitation de la

Base ;

- l’accostage de navires ;

- les opérations de chargement/déchargement des navires ;

- l’approvisionnement en eau douce, en gas-oil et électricité ;

- le service de formalités douanières et portuaires.

I.3.2.2. Cellule Projet et industrialisation Elle a été créée le 26 juin 2008 et a pour mission le développement de l’aval et de

l’industrie pétrolière et pétrochimique en vue de la diversification des activités de

PETROCI Holding. Son rôle est d’élaborer, de développer et de suivre l’exécution des

projets industriels pétrochimiques et logistiques issus de la stratégie.

Elle a pour objectif la promotion des projets inscrits dans le catalogue des projets

auprès de partenaires techniques et financiers, l’obtention de financement des projets

inscrits dans le catalogue des projets, la réalisation ou la réactualisation des études de

faisabilité technico-économique des projets inscrits dans le catalogue des projets et enfin la

clôture des contrats de partenariat pour les projets en promotion.


7


Figure 1 : Organigramme de la DILP

I.3.2.3. Département Appontement et Lignes Les appontements PETROCI ont été mis en service le 02 août 1978 et sont situés

sur la rive Est du canal de VRIDI (ABIDJAN). Ils sont liés aux raffineries (SIR, SMB),

aux dépôts pétroliers (SHELL CI, TEXACO, GESTOCI) et au quai SIAP, filiale TEXACO

par l’intermédiaire d’un réseau de pipelines de 3,6km.

Les appontements gèrent les opérations d’importation, d’exportation et de transfert

des hydrocarbures ainsi que la vente de prestation de service aux clients que sont les

raffineries (SIR et SMB) et les dépôts pétroliers (GESTOCI, MSTT, PUMA).

La figure 1 donne un organigramme sommaire de l’organisation de la DILP.

Il est important de noter qu’à deux semaines de la fin de notre stage, PETROCI a

remanié l’organisation de la DILP. Cette dernière est désormais désignée Direction de

L’Ingénierie et de la Logistique (DIL). Elle regroupe en son sein de nouveaux

départements tel que l’URFB.



8

II. PRESENTATION DU THEME II.1. Présentation du projet Afin de mieux comprendre l’opportunité de notre travail, il importe de justifier les

motivations de la cellule projet de la DIL. La société PETROCI, au département

Appontement et Lignes, réalise l’import-export d’hydrocarbures mais aussi le soutage des

navires et bateaux c’est-à-dire la fourniture en carburant pour leur propre consommation.

Avec un mouvement de navires de fréquence élevée, cette activité représente une part

assez importante des revenus du département Appontement et Lignes et s’effectue sur

l’ensemble des quais desservis par le réseau de lignes de PETROCI.

Les produits principaux constituant l’alimentation des moteurs des navires et

bateaux sont le Gasoil (G.O) et le Fuel Oil (F.O). La SIR est, à l’heure actuelle, le seul

fournisseur de PETROCI en ces produits. Cependant un problème se pose au niveau de la

fourniture en Fuel Oil de la SIR. En effet, cette dernière produit uniquement du Fuel Oil

BTS (Basse Teneur en Soufre) et les moyens mis en œuvre pour atteindre ce niveau de

qualité induisent un coût plutôt élevé du produit fini. PETROCI a constaté qu’au niveau de

l’activité de soutage, les clients pour la majeure partie, ne sont pas exigeants en matière de

qualité et il se trouve que le produit fourni par PETROCI par le biais de la SIR se retrouve

en situation de sur-qualité. De ce fait, ces derniers préfèrent se tourner vers d’autres

marchés moins onéreux.

Cette perte de clients mettant PETROCI dans une situation inconfortable au niveau

de son activité de soutage, elle a décidé de mettre en étude un dépôt de stockage de soutes

dans le but de relancer cette activité en la dopant par la production in situ, via un système

ingénieux de Blending destiné à produire un F.O moins cher et répondant à un besoin en

qualité moins stricte.

Aussi, dans le but de faire face à la demande importante de soutes dans le Golfe de

Guinée en général et plus particulièrement dans les eaux ivoiriennes, le dépôt aura une

capacité totale de 45000m3.


9


Il permettra de stocker les produits nécessaires au blending, le blend lui-même et

d’autres produits inhérents à l’activité de soutage tels que le G.O. Plus précisément, il sera

réparti comme suit :

- un (1) bac de 10000m3 de F.O 380 BTS ;

- un (1) bac de 10000m3 de F.O 380 HTS ;

- un (1) bac de 10000m3 de F.O 380 Blending ;,

- deux (2) bacs de 5000m3 de G.O ;

- un (1) bac de 5000m3 de F.O 180.

Pour se faire, PETROCI nous a fourni un cahier de charges afin :

- de vérifier si cette répartition convient à la superficie de Corlay ;

- de faire le dimensionnement des infrastructures de stockage et

d’expédition ;

- de concevoir le réseau incendie et les équipements de sécurité du dépôt ;

- d’évaluer le coût de l’investissement et la rentabilité du projet.

II.2. Opportunités et contraintes PETROCI ne possédant pas encore de raffinerie, elle est soumise à la SIR qui lui

impose pour ainsi dire les produits à vendre et leur prix. La réalisation de ce projet donnera

une certaine autonomie à PETROCI qui pourra gérer à sa guise la qualité du F.O soutes et

son prix et de ce fait être plus compétitive sur ce marché en plein évolution. Par ailleurs,

grâce à ces bacs de stockage, PETROCI pourra mieux gérer ses réserves et accroitre ses

revenus en gérant la balance de l’offre et de la demande.

Cependant, un doute persiste sur l’obtention du terrain sur lequel le dépôt doit être

implanté en l’occurrence le site de CORLAY. La non-obtention de ce terrain entrainerait

de facto l’obsolescence d’une bonne partie de l’étude menée dans les pages qui suivent.

Enfin, il faut noter que le terrain alloué a, relativement à la taille des infrastructures

à implanter, une surface assez réduite rendant les calculs plus difficiles et engendrant

quelques lacunes sécuritaires néanmoins sans incidence sur le sécurité globale du site.



10

II.3. Fuel Oil et Gasoil

II.3.1. Fuel Oil Les fuels Oil ou fiouls constituent un actif et un centre de coûts indéniables dans

l’exploitation des navires de haute mer ou des centrales terrestres. Le fuel Oil utilisé par la

marine marchande du monde entier est en majeur partie du fioul résiduel issu de la

distillation atmosphérique et sous vide du pétrole brut. Il en va de même pour la vaste

majorité des gros moteurs diesel équipant des engins terrestres.

Par définition, les fiouls résiduels sont les produits résiduaires issus des procédés de

raffinage, après extraction de tous les distillats et de toutes les fractions plus légères. Ces

résidus sont des mélanges complexes dont la composition dépend de la provenance du

pétrole brut et des techniques de raffinage employées [5].

Les fiouls sont aussi nommés en fonction de leur viscosité (à 50°C). On retrouve

ainsi le fioul 180 (viscosité de 180cst à 50°C), le fioul 380 et aussi le fioul 450. C’est cette

terminologie qui est de mise sur les sites de PETROCI. L’annexe 1 nous donne les

caractéristiques des principaux fiouls utilisés par les moteurs des navires. Les fiouls

possèdent plusieurs caractéristiques commerciales qui sont la densité, la viscosité, le point

éclair, le point d’écoulement et la teneur en soufre.

II.3.1.1. Densité C’est le rapport absolu qui existe entre la masse et le volume à une température

donnée. Elle est la masse volumique « sans unité » exprimé en kg/m3 à une température de

référence de 15°C en général. Il faut connaitre la densité pour effectuer des calculs de

quantité. Les fiouls ont une très large gamme de densité allant de 960 à 1010.

II.3.1.2. Viscosité La viscosité ici dynamique est une propriété de la résistance interne qu’exerce un

fluide sur le mouvement des couches adjacentes. L’unité de mesure en unité SI s’exprime

en Pascal. Seconde (Pa.s), plus usuellement en centistokes (Cst). Normalement pour son

transfert un fioul a une viscosité de 800 à 1000cst.

II.3.1.3. Point éclair Le point éclair d’un fioul est la température à laquelle les vapeurs qu’il dégage

s’enflamment à l’approche d’une flamme externe dans des conditions normalisées. La

température de stockage maximale d’un fioul est de 10°C en dessous du point d’éclair


11


sauf si d’autres dispositions ont été prises.

II.3.1.4. Point d’écoulement Il correspond à la plus basse température à laquelle il est possible de manipuler un

fioul sans qu’il y ait formation, dans la solution, d’une quantité excessive de cristaux de

paraffine.

II.3.1.5. Teneur en soufre Le soufre, élément naturellement présent dans le pétrole brut, est concentré dans

le composant résiduel du procédé de distillation du pétrole. En général, la valeur du soufre

d’un fioul résiduel à l’échelon mondial est de l’ordre de 2% à 4% m/m (Masse de soufre

par masse de produit). La teneur en soufre n’a aucune influence sur les performances

énergétiques du fioul.

Il existe plusieurs autres caractéristiques que nous ne présenterons pas en détail

telles que l’aptitude à l’inflammation, l’énergie spécifique, la teneur en eau, en cendres, en

vanadium et sodium, en aluminium et silicium, le carbone résiduel et la stabilité.

II.3.2 Gasoil Le gasoil est un fioul léger et un carburant issu du raffinage du pétrole [5]. Il est

notamment utilisé pour alimenter les moteurs diesel plus modestes que ceux qui

fonctionnent au fioul lourd. Les caractéristiques restent similaires à celles mentionnées

pour les fiouls lourds. Sa densité se situe dans l’intervalle de 820 à 860, sa viscosité est

d’environ 7cst et son point éclair est de 55°C. Comme le fioul lourd, le gasoil a une teneur

en soufre non négligeable même si les normes tendent à la rendre la plus petite possible.

II.4. Stockage et dépôt d’hydrocarbures

II.4.1. Stockage Le stockage du pétrole ou du gaz (et des produits pétroliers) consiste à immobiliser

temporairement certains volumes de produit dans des appareils à pression ou réservoirs

selon que le produit stocké est ou n’est pas sous-pression.

Le stockage des ressources énergétiques est non seulement nécessaire pour

compenser les fluctuations d’approvisionnement dues à toutes sortes d’aléas lors de la

production mais aussi stratégique pour assurer un minimum d’autonomie énergétique



12

II.4.2. Bacs de stockage Les bacs de stockage ou réservoir de stockage permettent de stocker un produit. Ils

sont de plusieurs formes, horizontales ou verticales, cylindriques ou sphériques. Les

produits pétroliers liquides sont généralement stockés dans des réservoirs cylindriques

verticaux en acier. Les produits à l’état gazeux eux sont plutôt stockés dans des capacités

sphériques.

En ce qui concerne les bacs de stockage de produits pétroliers liquides, il en existe

trois types principaux en fonction de la nature du produit stocké. On a les réservoirs à toit

fixe, les réservoirs à toit fixe avec écran flottant interne, les réservoirs à toit flottant. [3]

Parmi les réservoirs à toit fixe, on distingue plusieurs types classés selon la nature

du toit (conique, sphérique ou en parapluie) ou le matériau utilisé pour la construction qui

est généralement de l’acier mais souvent dans certains cas que peut être de l’inox.

II.4.3. Normes et référentiels de construction Les normes de construction de bacs ou référentiels de construction sont des recueils

de recommandations et règles que l’on choisit avant la construction d’un bac. Suivre ces

normes de construction est un gage de qualité et de sécurité pour l’installation et pour les

partenaires commerciaux. Ces normes de construction sont actualisées chaque année et

sont vendues assez chères.

Il en existe plusieurs et on peut citer entre autres : le CODRES utilisé par les

français et l’ « API Standard 650 : Welded Steel Tanks for Oil Storage » utilisé par les

américains. Ces normes prennent en compte le choix du matériau de construction, le

dimensionnement du bac (toit, robe, virole, soudure et bien d’autres). Le client c’est-à-dire

celui qui commande un bac auprès du constructeur doit specifier la norme selon laquelle il

veut qu’il soit construit.

II.5. Soutage et pipelines

II.5.1. Soutage Le soutage est l’opération qui consiste à prendre des hydrocarbures de soute ou

« bunkers » à bord d’un navire. Ces hydrocarbures de soute servent à la propulsion du

navire. Le mot soutage est lui-même très peu utilisé, son équivalent anglais « bunkering »

étant beaucoup plus répandu du fait que l’anglais règne dans le monde maritime.


13


Les hydrocarbures de soute sont divisés principalement en deux classes :

- Le MDO (Marine Diesel Oil) composé de produit résiduel (Fioul lourd) et

produit distillé (Gasoil) ;

- Le HFO (Heavy Fuel Oil ou Fioul Lourd Résiduel) [5].

L’opération de soutage a lieu grâce à un avitailleur (une barge) qui est une sorte de

péniche spécialisée dans le transbordement de carburant en ce qui concerne les ports ou les

eaux fluviales. En mer, cette opération se fait à quai, à partir de flexibles de chargement ou

de bras d’amarrage.

II.5.1. Pipelines Le mode de transport de produits pétroliers sur de longues distances reste la

tuyauterie. Parmi les nombreux avantages que comporte ce système d’alimentation du bac

on peut noter la rapidité dans l’acheminement du produit, la sécurité, les faibles frais de

livraison.

De même que les réservoirs de stockage, les pipelines sont soumis à des règles de

construction, la norme américaine étant l’API SPEC 5L : Specification for Line Pipe. Il

existe aussi les normes ASTM, ANSI et ISO. Le matériau généralement utilisé pour les

pipes est l’acier [6] [7] [8].



14

DEUXIEME PARTIE

MATERIEL ET METHODES


15

2ème PARTTIE MATERIEL ET METHODES

I. MATERIEL

Le matériel constitue tous les éléments qui concourent à la résolution du problème

posé. Dans notre travail, nous avons eu recours aussi bien aux matériels informatiques

qu’aux fiches et documents.

I.1. Matériel informatique Le thème qui nous a été soumis étant un problème de conception pure, nous avons

eu recours à des logiciels de D.A.O et à des logiciels de simulation de pipelines. Les

premiers cités permettent de mieux rendre le travail effectué sur papier et les seconds

permettent de simuler les situations réelles de fonctionnement et de vérifier et caler les

paramètres établis par le calcul.

I.1.1. Logiciels de DAO Les logiciels de D.A.O (Dessin Assisté par Ordinateur) que nous avons utilisé

sont Google Sketch up, Inkscape, Microsoft Visio 2010 et Google Earth.

I.1.1.1. Google Sketch Up

C’est un logiciel de modélisation en 3D/2D. Son utilisation très simple et ses

fonctions avancées et intuitives font de lui un logiciel incontournable dans le domaine de la

modélisation en 3D/2D.

I.1.1.2. Inkscape C’est un logiciel de dessin vectoriel open-source. Le dessin vectoriel effectue les

traitements sur les images sans perte de qualité contrairement au dessin bitmap. Inkscape

est aussi open-source et gratuit. Cette nature ne le rend pas pour le moins inefficace car il

est très simple d’utilisation et réalise aisément toutes taches de dessin.

I.1.1.3. Microsoft Visio 2010

C’est une application de la suite Microsoft Office System. Cette application

bureautique fait partie de la gamme de logiciel de schématique ou de diagramme et

synopsis. Son domaine d’application ou d’utilisation est donc la réalisation de schéma de

modélisation.

I.1.1.4. Google Earth

Enfin, nous avons utilisé le logiciel de cartographie satellite Google Earth qui est

un logiciel gratuit.



16

Il permet entre autres d’avoir un vue satellite à l’échelle de n’importe quel endroit

sur la planète à une dizaine de mètres près voire moins. Il permet également de mesurer

des distances et des trajets.

I.1.2. Logiciels de Simulation Le logiciel de simulation utilisé dans notre étude est un logiciel de simulation de

réseau de pipelines nommé PipeFlow Expert. Ce logiciel très léger permet de gagner du

temps lors du calcul de pertes de charge et de dimensionnement de réseau et pompes.

I.2. Documents En plus des logiciels, nous avons eu recours à des documents. Il s’agit des normes

de construction de bacs de stockage et de pipelines de produits pétroliers et d’arrêtés

ministériels relatifs aussi au même sujet. Ces normes sont très importantes car elles sont

gage de qualité et donnent un certain crédit au propriétaire des bacs vis-à-vis de ses

partenaires. Aussi, toutes constructions ne respectant pas les arrêtés ministériels se voient

automatiquement hors la loi et de ce fait doivent être réhabilitées sous peine de mise hors

service sans oublier que bien souvent les coûts de réhabilitations sont supérieurs à ceux de

la construction initiale elle-même.

En matière de norme de construction, nous nous sommes basés sur le code de calcul

de la norme américaine API STD 650 « Welded Steel Tanks for Oil Storage » qui est la

norme utilisée pour la construction de la plupart des bacs de stockage dans la zone

industrielle de Vridi et dont nous avons pu nous procurer un exemplaire.

Aussi, nous avons suivis les recommandations et règles dictées par L’arrêté du

03/10/10 relatif au stockage en reservoir aériens manufacturés de liquides inflammables

exploités dans un stockage soumis à autorisation de la rubrique 1432 de la legislation des

installations classées pour la protection de l’environnement pour l’étude de sécurité.

Toutes les informations essentielles sur les produits stockés nous ont été fournies

sous forme de fiches de spécifications que nous avons utilisées pour réaliser nos calculs.

Pour les informations manquantes, nous nous sommes référés à internet avec l’accord de

notre maitre de stage qui nous a également fourni des cartes du site de Corlay.


17


II. METHODES II.1. Validation de la répartition de capacité sur le terrain

Pour valider la répartition, nous nous sommes servis des logiciels Google sketch up

et Google Earth et également des cartes des relevés topographiques pour réaliser un

modèle en 3D du futur dépôt. Ce modèle à l’échelle nous a permis de faire l’étude des

dangers qui fixe la disposition sur le terrain.

Cette étude a été également faite en suivant les recommandations de l’arrêté du 03

octobre 2010. En fait, nous avons jonglé entre le modèle sur le terrain, l’arrêté du 03

octobre 2010 qui permet de fixer les dimensions des cuves de rétention et les distances de

sécurité et la norme de construction API 650 STD qui normalise les dimensions des bacs.

L’étude du positionnement des bacs a été réalisée en tenant compte des dispositions

sécuritaires en vigueur. En effet, selon l’arrêté du 03 octobre 2010, les produits stockés

sont de la catégorie C2 pour le G.O et D2 pour le F.O [1]. De ce fait, la distance minimale

entre réservoir à l’intérieur de la même rétention est de D/4 pour le G.O et 1,5m pour le

F.O. Aussi, la distance entre le mur de la rétention et les réservoirs doit être au moins égale

à la hauteur de la rétention.

Enfin grâce au logiciel de D.A.O Inkscape, nous avons représenté le futur dépôt sur

un plan 2D annoté de la disposition retenue.

II.2. Etude des infrastructures de stockage

II.2.1. Dimensionnement des bacs Il faut noter que la méthode utilisée dans cette étude est en étroite relation avec

l’étude de validation. Avec les recommandations de la norme API 650 STD qui est notre

base de calcul, nous avons déterminé les caractéristiques des réservoirs de stockage.

Le but du projet n’étant pas de faire un dimensionnement exhaustif des bacs, les

calculs effectués permettront de faire une estimation assez fiable de leur coût total. En

effet, selon les constructeurs, le poids total d’un bac permet d’avoir une estimation du coût

de celui-ci monté et non-peint.



18

Le calcul des réservoirs se basant sur l’API STD 650 comprend l’épaisseur des tôles des

viroles, l’épaisseur de la tôle de fond, celle la tôle du toit et les surépaisseurs de corrosion.

II.2.1.1. Epaisseur des viroles L’épaisseur des viroles est liée à la contrainte maximale admissible du matériau

les constituant, à la contrainte résultant de la hauteur H du produit dans le réservoir et à sa

densité G. La norme API STD 650 fournie les formules suivantes de calcul [2]:

𝒆𝒅 = 𝟒,𝟗×𝑫×(𝑯−𝟎,𝟑)×𝑮𝑺𝒅

(1)

𝒆𝒕 = 𝟒,𝟗×𝑫×(𝑯−𝟎,𝟑)𝑺𝒕

(2)

Où :

ed représente l’épaisseur de la virole (mm) ;

et représente l’épaisseur pour le test hydrostatique (mm) ;

D représente le diamètre nominal du réservoir (m) ;

G représente la densité du produit à stocker ;

Sd, St représentent la contrainte admissible et la contrainte admissible pour le test

hydrostatique (MPa) respectivement ;

H représente la hauteur de liquide au niveau de la virole considérée.

Les paramètres D, G et H sont directement fixés par les dimensions du réservoir et

le produit à stocker. La contrainte admissible Sd et la contrainte admissible St pour le test

hydrostatique sont fixées par la norme API STD 650. Elle spécifie que la contrainte

admissible doit être soit 2/3 de la résistance à la rupture du matériau, soit 2/5 de sa

résistance élastique. Pour l’acier A131 Grade B, la résistance à la rupture est de 235 MPa

et la résistance élastique est de 400 MPa [2].

Il faut aussi souligner que la norme API STD 650 fourni deux méthodes de calcul

d’épaisseur de viroles qui sont la méthode « 1-Foot » et la méthode « Variable design-

point ». La seconde étant plus adaptée pour les bacs ayant un diamètre nominal supérieur à

60m, nous avons donc utilisé la première citée.


19


II.2.1.2. Calcul du toit Selon la norme API STD, pour un réservoir à toit fixe, le toit doit être dimensionné

de manière à pouvoir supporter une surpression de 5mbars et une dépression de 2,5mbars

sans pour autant que l’épaisseur du toit soit inférieure à 5 mm (3/16 pouces) [2].

Nos bacs sont du type toit fixe conique autoporteur. Selon la norme API STD 650,

ils doivent être conformes aux spécifications suivantes :

- l’angle 𝜃 (en degrés) que fait le cône avec l’horizontal doit être de 𝜃 ≤

37 ° �𝑠𝑙𝑜𝑝𝑒 = 9 : 12� ou de 𝜃 ≥ 9,5 ° �𝑠𝑙𝑜𝑝𝑒 = 2 : 12� ;

- l’épaisseur minimale : 𝑒𝑚𝑖𝑛 = 𝐷4,8∙sin𝜃

≥ 5 𝑚𝑚 ; (3)

- l’épaisseur maximale : emax = 12,5 mm surépaisseur de corrosion non

incluse.

Dans la relation (3), D est le diamètre nominal du tank (m). Nous prenons

𝜃 é𝑔𝑎𝑙𝑒 à 9,5° (𝑠𝑙𝑜𝑝𝑒 2: 12) dans nos calculs.

II.2.1.3. Tôles de fond Les tôles du fond du réservoir doivent avoir une épaisseur minimale de 6 mm.

Aucune formule de calcul n’est donnée par la norme API STD 650 dans ce cas. Par contre,

les tôles de fond doivent avoir une épaisseur minimale telle que [3] :

𝑒𝑚𝑖𝑛 = 𝑚𝑎𝑥 �𝑒𝑚𝑖𝑛−𝑐𝑜𝑑𝑒; 3,0 + 𝑒𝑉13

; 8𝑚𝑚� (4)

Avec 𝑒𝑉1 l’épaisseur des tôles de première virole hors corrosion et

𝑒𝑚𝑖𝑛−𝑐𝑜𝑑𝑒 l’épaisseur minimale définie par la norme API STD 650.

Aussi, faut-il considérer la géométrie du fond. Il existe 3 cas envisageables [3] qui

sont les fonds plats et horizontaux, les fonds coniques à point bas central (cône down) et

les fonds coniques à point haut central (cône up). Le choix s’effectue en fonction de la

nature des bacs.

II.2.1.4. Surépaisseur de corrosion Pour les surépaisseurs de corrosion, Total Raffinage nous fournit des valeurs

minimales de 1,5 mm pour les viroles [3].



20

II.2.1.5. Poids du bac La connaissance des épaisseurs des tôles et des surfaces des différentes parties du

bac nous permet de faire une estimation du poids de celui-ci. Pour cela, il nous suffira de

connaitre la densité du ou des matériaux de construction. Pour l’acier qui constitue la

majeure partie de notre réservoir, la densité est de 7,85.

II.2.2. Dimensionnement des cuves de rétention La cuvette de rétention ou encore cuve de rétention est un dispositif de sécurité qui

permet de contenir, en cas de rupture, le contenu du bac de stockage. Il permet aussi de

contenir les eaux d’extinction et empêche la pollution des eaux et du sol.

Une cuve de rétention peut être soit commune, soit individuelle. Selon les normes

en vigueur, à chaque réservoir ou groupe de réservoir est associée une capacité de rétention

dont la capacité utile est au moins égale à 110% de la capacité du plus grand réservoir

associé ou à 50% de la capacité totale des réservoirs associés.

Pour la hauteur de la cuve, la 03 octobre 2010 fixe une valeur maximale de 3m de

haut. Par rapport à la disposition que nous avons retenu la surface de la rétention SD.

La hauteur minimale est donnée par :

ℎ𝑚𝑖𝑛 = 𝑉𝑟𝑆𝑟

(6)

Avec 𝑆𝑟 = 𝑆𝐷 − 2 ∙ 𝑆𝐵 𝑞𝑢𝑖 𝑟𝑒𝑝𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑣𝑒,

𝑆𝐷, 𝑙𝑎 𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 et 𝑆𝐵, 𝑙𝑎 𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒 𝑜𝑐𝑐𝑢𝑝é𝑒 𝑝𝑎𝑟 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑑′𝑢𝑛 𝑏𝑎𝑐

D’où :

ℎ𝑚𝑖𝑛 = 𝑉𝑟𝑆𝐷−𝑆𝐵

(7)

On se place dans le cas le plus défavorable, c’est-à-dire l’avarie d’un seul bac, les

autres bacs de la rétention étant intact, leur surface de base occupe toujours le terrain d’où

2 fois SB.

Selon la norme également, il faut aussi prendre en compte le volume des eaux

d’extinction qui dépend de plusieurs paramètres. Comme alternative, elle préconise une

hauteur supplémentaire de 0,15m en vue de contenir ces eaux d’extinction [1].


21


Certaines dispositions sont aussi à prendre concernant le matériau de la cuve de

rétention, son caractère combustible, sa résistance chimique et son étanchéité vis-à-vis du

produit à stocker. De ce fait, pour le mur de la rétention, nous avons choisi comme

matériau le béton et pour le sol, une membrane en polyéthylène surmonté d’une couverture

sableuse de 0,1m.

Nous avons reporté ces dessins sur notre modèle à l’échelle pour pouvoir déterminé

les longueurs de nos lignes. Les dimensions des lignes, fixées par PETROCI, seront de 8’’

partout. Dans le même élan, nous avons aussi réalisé l’implantation des différents

instruments inhérents à l’exploitation du dépôt qui constitue le PID (Piping and

Instrumentation Diagram ou diagramme de canalisation et d’instrumentation en français)

que nous avons représenté à l’aide du logiciel Microsoft Visio.

Enfin, grâce à toutes les données collectées plus haut, nous avons réalisé une

simulation avec le logiciel PipeFlow Expert du fonctionnement de l’installation pour

pouvoir fixer le dimensionnement des pompes d’expédition. PipeFlow Expert se base sur

les équations de ColeBrook-White avec la méthode de calcul de Darcy-Weisbach.

II.3. Etude du réseau incendie En plus des textes de l’arrêté 1432 du 03 octobre 2010 et du GESIP, nous nous

sommes également inspirés des observations de nos visites faites sur les dépôts alentours

et des recommandations issus de l’expérience de notre maitre de stage pour pouvoir tracer

le réseau incendie.

Avec le logiciel Inkscape et le modèle Google Sketch up, nous avons représenté ce

tracé. Enfin, nous avons planché sur le PID du réseau que nous avons représenté avec

Microsoft Visio.

II.4. Etude économique Pour réaliser l’étude économique de notre projet, nous avons d’abord réalisé

l’inventaire de tous les éléments constitutifs du dépôt et à l’aide des fiches de prix fournies

par PETROCI et certains fournisseurs contactés, nous avons déterminé le coût

d’investissement du dépôt.



22

TROISIEME PARTIE

RESULATS ET DISCUSSION


23

3ème PARTTIE RESULTATS ET DISCUSSION

I. ETUDE DU POSITIONNEMENT DES BACS SUR LE SITE

Avec la carte (Annexe 2) présentant les relevés topographiques du site de Corlay,

Plusieurs propositions d’implantation des six (6) bacs ont été faites à PETROCI. L’espace

disponible étant fixé, la difficulté a été de faire tenir sur le site les bacs et leurs cuves de

rétention tout en tenant compte des dispositions sécuritaires, des espaces alloués aux

bâtiments administratifs et techniques et aux unités annexes du site.

La surface du site de CORLAY a été calculée sur la base des données sur la carte

des relevés topographiques. Cette carte ayant été fournie avec une échelle inadaptée pour le

format de papier A4 sur lequel nous avons travaillé, une nouvelle échelle calculée à partir

de mesures faites par nous-même sur le terrain a été utilisée.

Nous avons surtout utilisé les vues satellitaires du logiciel de cartographie Google

Earth. Les calculs faits, la superficie du terrain de CORLAY déterminée est de 16919,3m2

soit à peu près 1,7Ha. Le terrain fait l’objet d’une légère surélévation de 3,18m au-dessus

du niveau de la mer à son point le plus haut.

Nous avons réalisé un modèle sur ordinateur avec le logiciel de D.A.O Google

Sketch Up et défini des rayons de sécurité qui nous ont permis de déterminer la disposition

idéale tout en respectant les dimensions normalisées des bacs requises par la norme API

STD 650. Après calcul, les dimensions optimales des bacs sont résumées dans le tableau 1

et la répartition retenue et validée par PETROCI est représentée sur la figure 2 et la figure

3 présente une vue du modèle en 3D du futur dépôt.

Il faut noter que plusieurs paramètres rentrent en compte dans le choix de

l’implantation de bacs de stockage telle que la nature du sol ou la sismique de la zone. Ces

paramètres ont été négligés dans notre étude pour des raisons de simplification. Cependant,

ces paramètres négligés n’impactent pas sur la teneur du travail fixé par le cahier de charge

car la zone n’est ni une zone sismique, ni une zone exposé aux vents.

Dans la suite, nous verrons en détail les calculs réalisés pour fixer les dimensions

des bacs et des cuvettes de rétention.



24

Figure 2 : Plan de masse de la répartition des infrastructures de stockage

Légende :

B01 : Bac de F.O 380 BTS

B02 : Bac de F.O 380 HTS

B03 : Bac de F.O 380 Blending

B04 : Bac de F.O 180/380 Blending

B05 : Bac tampon F.O 180

G01: Bac de G.O


25


Figure 3 : Vue du modèle 3D de l’installation



26

Tableau 1 : Dimensions des bacs

Produits Diamètre

(m)

Hauteur

nominale (m)

Hauteur

d’exploitation (m)

Volume

Nominal (m3)

Volume

d’exploitation (m3)

Gasoil 21 16,20 14,44 5608 5000

Fuel Oil 180 21 16,20 14,44 5608 5000

Fuel Oil 380 12 36 9,83 12208 10000 Les volumes sont calculés en fonction de la formule fournie par la Norme API STD 650: 𝑉 = 0,785 ∙ 𝐷2𝐻.

Comme on peut le voir sur le plan de masse représentant la disposition des bacs sur

le site (Figure 2), les dispositions sécuritaires en vigueur sont respectées. La distance entre

les bacs situés dans une même rétention est D/4 soit 5,25m pour des produits de catégorie

C2 (Gasoil) et de 1,5m pour des produits de catégorie D2 (Fuel Oil) [1].

Aussi selon les mêmes normes en vigueur, la distance entre un bac et le mur de la

cuve de rétention doit être au moins égale à la hauteur de la cuve. Soit 3m de distance

minimale pour les deux groupes de bacs.

Enfin, l’arrêté du 03 octobre 2010 préconise une distance minimale de 15m entre

tous les réservoirs et bâtiments administratifs hors bâtiments dits « de quais ». La

disposition proposée prend en compte cette norme car la distance minimale à la conception

est de 20m.

D’autres conditions sécuritaires induites par l’arrêté du 03 octobre 2010 sont aussi

respectées. Un modèle en 3 dimensions et à l’échelle a été fourni à PETROCI pour vérifier

les différentes dimensions de la proposition.

Dans le but de vérifier notre modèle au niveau exploitation, nous avons réalisé

plusieurs scénarios de fonctionnement des unités de stockage. L’un de ces scénarios nous a

montré une faiblesse dans la conception de notre unité. En effet, la SIR alimente l’unité de

stockage en F.O 180 et 380 via le même pipeline. Ce pipeline doit être toujours en F.O 180

selon les exigences d’exploitation de la SIR.

Lors d’une opération de remplissage du bac de F.O 380 BTS de notre unité, on se

rend compte de la nécessité de conserver le produit en ligne qui appartient à la SIR et une

fois le pompage terminé, le remettre en place.


27


Un rapide calcul nous montre que la quantité de produit en ligne est d’environ

350m3. Nous avons donc proposé la construction d’un bac tampon B05 de 400m3 destiné à

recevoir cette quantité. Ce bac sera construit selon les mêmes normes que les autres bacs et

ses caractéristiques sont mentionnées dans le tableau 2. Toutes les études qui suivront

se feront en fonction de la disposition présentée sur la figure 2.

Tableau 2 : Dimensions du bac tampon B05

Produits Diamètre

(m)

Hauteur

nominale (m)

Hauteur

d’exploitation (m)

Volume

Nominal (m3)

Volume

d’exploitation (m3)

Fuel Oil 180 7,5 9,6 (2,4*4) 9,06 424 400

II. DIMENSIONNEMENT DES BACS ET DES CUVETTES DE RETENTION

Comme nous l’avons spécifié dans le point précèdent, la superficie du terrain étant

fixée, il n’y avait alors pas une très grande marge dans le choix des dimensions des bacs.

Néanmoins les dimensions des bacs ne constituent pas les seuls éléments à prendre en

compte dans le dimensionnement.

II.1. Dimensionnement des bacs Les réservoirs de stockage de 10000m3 serviront à stocker du F.O 380 à différentes

teneurs en soufre. Ce produit ayant une tension de vapeur très faible aux températures

d’exploitation (tension de vapeur du F.O), les bacs ne seront pas soumis à une pression

interne nécessitant des bacs à toit flottant ou à toit flottant interne [3]. Les bacs seront donc

à toit fixe autoporteur et leur montage se fera par soudure.

Le F.O 380 doit être stocké à 38°C et chauffé entre 50°C et 71°C avant d’être

expédié avec une température nominale de 55°C [4]. Un système de chauffage de corps et

de bouche sera donc installé sur les bacs de 10000m3.

II.1.1. Matériaux de construction La norme API STD 650 conseille plusieurs types de matériaux. Pour notre part,

nous avons retenu l’acier ASTM A131M/A131 Grade B qui requiert une épaisseur

maximum de 25mm pour la robe, l’acier ASTM 1011M/A1011 Grade 33 pour le toit et

l’acier ASTM A106 Grade A pour les pipes de connexion



28

II.1.2. Calcul du réservoir Les calculs des réservoirs prennent en compte le calcul des viroles constituant la

robe, le calcul du toit, l’épaisseur des tôles de fond, les surépaisseurs de corrosion et le

poids du bac.

II.1.2.1. Epaisseur des viroles Le produit à stocker ayant une densité inférieure à celle de l’eau, l’épaisseur des

tôles des viroles est déterminée par la contrainte hydraulique. Nous obtenons les résultats

du tableau 3.

Tableau 3 : Résultats du calcul des épaisseurs des viroles

Bac de 10000m3

Viroles 1 2 3 4 5

Epaisseur (mm) 12,07 9,59 7,12 4,64 2,17

Bac de 5000m3

Viroles V1 V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 V9

Epaisseur (mm) 9,57 8,48 7,40 6,32 5,23 4,15 3,07 1,98 0,90

Cependant, la norme API STD 650 spécifie pour les bacs, des valeurs minimales

des épaisseurs des tôles de virole en fonction du diamètre D du bac. Pour D compris entre

15m et 36m, 𝑒𝑚𝑖𝑛 = 6 𝑚𝑚 et pour D compris entre 36m et 60m, 𝑒𝑚𝑖𝑛 = 8 𝑚.

Les résultats corrigés conformément à cette règlementation sont donnés dans le

tableau 4.

Tableau 4 : Résultats corrigés des épaisseurs des viroles

Bac de 10.000m3

Viroles 1 2 3 4 5

Epaisseur (mm) 12,07 9,59 8 8 8

Bac de 5.000m3

Viroles V1 V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 V9

Epaisseur (mm) 9,57 8,48 7,40 6,32 6 6 6 6 6


29


II.1.2.2. Calcul du toit

Après calcul, on obtient une épaisseur minimale des tôles du toit de 𝑒𝑚𝑖𝑛 =

12,46 𝑚𝑚. Pour les bacs de 10000m3 et 𝑒𝑚𝑖𝑛 = 9,98𝑚𝑚 pour les bacs de 5000m3.

II.1.2.3. Tôles de fond

Après calcul, on obtient : 𝑒𝑚𝑖𝑛 = 𝑚𝑎𝑥 {6; 7; 8𝑚𝑚} impliquant donc 8mm

d’épaisseur de tôles de fond pour les bacs de 10000m3.

Les fonds coniques à haut point central (cône up) sont imposés pour le stockage des

produits réchauffés (corrosion), ce qui est justement le cas de nos bacs de 10000 m3. L’on

prendra pour nos calculs, une pente de 3% pour l’angle du cône avec l’horizontale.

De même, pour le bac de F.O 180, on retient les mêmes paramètres que ceux des

bacs de 10000m3, soit : 𝑒𝑚𝑖𝑛 = 𝑚𝑎𝑥 {6; 6,19; 8𝑚𝑚}, ce qui implique 8mm d’épaisseur

minimale.

Pour le G.O, les fonds horizontaux sont prohibés pour des bacs de diamètre

supérieur à 15m ce qui est le cas ici. Nous retenons donc un fond en cône up de pente 1%.

II.1.2.3. Surépaisseur de corrosion Les surépaisseurs de corrosion déterminées à partir des abaques sont données dans

le tableau 5.

Tableau 5 : Surépaisseurs de corrosion

V1 V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 V9 Toit

FO 380 HTS 2 1,5 1,5 1 1 - - - - 0,04

FO 380 BTS 1,5 1 1 0 0 - - - - 0,04

FO BLENDING 2 1,5 1,5 1,5 1 1 1 0 0 0,04

Le F.O 380 stocké à une teneur en soufre susceptible de créer une condensation

d’acide sulfurique sur le fond du réservoir, les parois internes de la première virole et du

toit.

Viroles Surépaisseur (mm)



30

De ce fait, en plus de prévoir un revêtement anticorrosion spécial pour ces derniers,

l’on doit également prévoir une surépaisseur de corrosion adaptée. Pour les bacs de G.O,

l’ajout de surépaisseur de corrosion n’est pas nécessaire puisque le G.O n’est pas de nature

a entrainé la corrosion. Ce n’est pas le cas du bac qui est destiné à recevoir le F.O 180 ou le

F.O 380 Blending.

Les figures 4 et 5 nous présentent les dimensions et les épaisseurs déterminées en

fonction des données calculées. Le tableau 6, quant à lui, fournit le résultat du calcul final de

l’estimation du poids du réservoir. Nous tenons à souligner qu’une marge de 10% du poids

total a été prise pour quantifier les éléments annexes tels que les escaliers, les passerelles et

les cornières de rives.


31


Figure 4 : Récapitulatif des dimensions des bacs de 5000m3

V5

V4

V3

V1

V2

V6

V7

V8

V9

6 mm 7 mm (F.O)

8,4 mm (F.O)

6,4 mm

7,5 mm (F.O)

6 mm

7,5 mm (F.O)

6 mm

7,5 mm (F.O)

6 mm

7 mm (F.O)

6 mm

9,4 mm (F.O)

7,4 mm

10,5 mm (F.O)

8,5 mm

12,6 mm (F.O)

9,6 mm 8 mm

10 mm

21.000

16200 mm

1800 mm



32

3%

V1

V2

Figure 5 : Récapitulatif des dimensions des bacs de 10000m3

8 mm

V5

V4

V3

12 mm

10 mm

9,5 mm

11 mm (BTS)

9,5 mm (BTS)

9,5 mm (BTS)

9,5 mm

12,5 mm

9,5 mm (BTS)

9,5°

36.000mm

2400 mm

14 mm (BTS)

15 mm

12000 mm


33


Tableau 6 : Estimation du poids des réservoirs montés nus sans radier

Bac de 10000m3

Désignation Surface (m2) Volume (m3) Masse

volumique (kg/m3) Poids (kg)

Virole

Fond

Toit

271,43

1063,11

1032,03

15,20 (HTS)

14,52 (BTS)

8,5

12,9

7850

7850

7850

119320 (HTS)

113982 (BTS)

66725

101267

Sous total 196083,82 (HTS)

190745,82 (BTS)

Autres 10%

19074,58

19608.38

Total Global 215158,4 (HTS)

210354,2 (BTS)

Bac de 5000m3

Virole

Fond

Toit

118,75

350

386

9,2 (F.O)

8,06 (G.O)

2,8

3,86

7850

7850

7850

72220 (F.O)

63271 (G.O)

21980

30537

Sous total 124737 (F.O)

115788 (G.O)

Autres 10%

12473,7

11578,8

Total Global 137210,7 (F.O)

127366,8(G.O)



34

II.2. Dimensionnement des cuvettes de rétention Dans notre cas, nous avons fait le choix d’une rétention commune pour l’ensemble

des trois bacs de 10000m3 et des trois bacs de 5000m3. Selon la 03 octobre 2010, on prend

le cas où la capacité totale de la cuvette de rétention est égale à 110% de la capacité du

plus grand réservoir associé pour déterminer le volume de la rétention, soit si l’on note 𝑉𝑟

ce volume, on a : 𝑉𝑟 = 11.000 𝑚3 pour les bacs de 10000m3. La hauteur minimale est

donnée par :

𝑆𝐷 = 7300𝑚2, 𝑆𝐵 = 1017,88 𝑚2

D’où :

ℎ𝑚𝑖𝑛 = 𝑉𝑟𝑆𝐷−2∙𝑆𝐵

= 11.0007300−2∙1017,88

, Soit ℎ𝑚𝑖𝑛 = 2,85𝑚

Nous retenons au final comme hauteur de rétention ℎ𝑟 = 3,00𝑚 (hauteur

maximale) en prenant en compte les eaux d’extinction.

Pour les bacs de 5000m3, 𝑉𝑟 = 5500 𝑚3 et 𝑆𝐷 = 2250,5 𝑚2. La hauteur minimale

calculée donne ℎ𝑚𝑖𝑛 = 2,85𝑚. Cette valeur est fixée par la répartition validée plus haut.

Elle induit, un volume de cuve de 6414m2. Majorée de 0,15m, on obtient une hauteur

finale de 3m.

Enfin, un merlon de 0,7 m de haut séparera le bac B03 des bacs B01 et B02. Selon

la norme, le merlon sera du type RE 240 et devra tenir 4 heures au feu. La figure 6 nous

présente une vue en coupe de la cuve de rétention.

Sable fin

Couche de polyéthylène

Sol du site

3m

Figure 6 : Vue en coupe d’une cuvette rétention

Béton RE240


35


CONCLUSION PARTIELLE A ce stade du travail, nous avons établi la disposition des bacs sur le terrain et

calculé les dimensions des bacs. La répartition voulue par PETROCI est compatible avec la

superficie mais il faut noter quelques lacunes sécuritaires au niveau des distances inter-

bâtiments. Pour pallier ce problème, nous devons donc proposer un dispositif sécuritaire et

anti-incendie renforcé.

Dans la seconde partie, nous aborderons l’étude du réseau de ligne d’expédition et

d’alimentation ainsi que celui du dispositif sécuritaire.

III. ETUDE DU RESEAU D’ALIMENTATION ET D’EXPEDITION

L’activité de soutage se fait à des débits et pressions relativement faibles comparées

aux activités de chargement/déchargement. Aussi, les dimensions des pipes d’expédition

ont été fixées. Notre travail sera donc de valider ces choix par une étude technique basée

sur la mécanique des fluides. Il faudra voir si les débits fixés sont compatibles à la

configuration du réseau, si les pertes de charge n’influent pas sur ces derniers et déterminer

les caractéristiques des pompes.

III.1. Réseau alimentation L’étude de l’alimentation présente deux cas : l’alimentation en F.O 180, 380 BTS et

en G.O réalisée par la SIR et l’alimentation en F.O 380 HTS faite à partir des

appontements.

L’alimentation du dépôt à partir de la SIR se fera par l’arrière du site (sous le rack

longeant la clôture du dépôt côté nord-ouest), au niveau du train de pipe venant de la SIR

(voir figure 7). Le dépôt est alimenté en G.O, en F.O 180 et 380. Une visite sur les lieux

nous a montré que les pipes d’arrivée de F.O et G.O sont respectivement de 12’’ et 18’’.

Des piquages de diamètre 8’’ seront faits sur ces lignes vers les bacs en question.

Des vannes seront installées juste après les piquages pour isoler l’installation des activités

de la SIR sur les appontements. Le matériau utilisé pour les pipes est, comme nous l’avons

déjà souligné, l’acier ASTM A106 Grade A [6][7][8]. Ce matériau est celui qui est

communément employé pour l’expédition des produits sur les installations du quai.



36

Au niveau des débits d’alimentation, il faut noter que ces derniers sont gérés par la

SIR. La détermination des débits de remplissage est fixée par l’urgence du besoin en

produit. Néanmoins, les bacs sont dimensionnés pour supporter une pression interne de

0,25 KPa maximum.

Le débit d’alimentation maximum que la SIR peut fournir est de 700 m3/h [4]. Après

calcul, nous avons déterminé que ce débit est sans danger pour l’installation.

L’alimentation au niveau des appontements se fera par des navires à quai. Le débit est

également fixé par les pompes d’expédition des navires. Les débits maximums sont aux

alentours de 500 m3/h-600 m3/h [4].

Les pipes d’alimentation au niveau des quais seront de 8’’ et seront calorifugés. Ces

pipes sont en zone d’exploitation et longent le canal. Cette zone a une atmosphère très

corrosive à cause de l’océan à proximité. L’eau salée se condense sur les pipes et crée une

couche de sel qui intensifie le phénomène de corrosion. Nous avons donc proposé des

pipes Schedule 80 qui ont une plus grande épaisseur rendant plus aisée les opérations de

maintenance. La figure 8, qui constitue le PID alimentation de notre dépôt, résume les

différentes connexions et les éléments inhérents au réseau d’alimentation.

III.2 Réseau d’expédition Le réseau d’expédition est l’ensemble des pipes qui permettront l’acheminement

des produits vers les quais. On rappelle que les produits à expédier sont le G.O, le F.O 180

et 380 blending, soit trois (3) produits. Nous aurons donc trois (3) pipes d’expédition.

PETROCI a également fixé le diamètre de ces pipes à 8’’.

Les épaisseurs des pipes dépendent de la zone d’exploitation. On a retenu que le

réseau interne au dépôt sera Schedule 40 et celui qui longera la berge du canal jusqu’aux

différents appontements sera Schedule 80 pour les mêmes raisons évoquées plus haut.

Cette répartition est faite dans un souci d’économie d’argent car les pipes Schedule 80

coûtent plus chers que les pipes Schedule 40. Cependant, il faut noter que les pipes

d’alimentation et d’expédition du F.O 380 HTS et Blending sont soumis à des conditions

assez sévères. En effet, ces derniers sont plus exposés à la corrosion car ils sont d’une part

chauffés et d’autre part, ils véhiculent un produit à teneur en soufre élevée. Ils seront donc

sur toute la longueur du réseau en Schedule 80. La figure 8 nous présente le PID

d’expédition et ses interconnexions.


37


Figure 7 : Réseau d’alimentation et d’expédition



38

Figure 8 : PID du circuit d’alimentation


39


Figure 9: PID du circuit d’expédition vers les appontements et du circuit tampon


40


III.3. Pomperie, vannes et instrumentation Les PID nous présentent déjà les pompes, vannes et l’instrumentation nécessaire à

la bonne marche du dépôt.

III.3.1. Pomperie

La pomperie regroupe toutes les pompes d’expédition du réseau. Aussi, pour

assurer une meilleure flexibilité dans l’exploitation du réseau, nous avons proposé une

pompe de transfert pour réaliser du bac à bac entre les deux (2) bacs de G.O et entre le

grand bac de Fuel 380 Blending (10000m3) et le bac bi-produit de 5000m3. Les pompes

seront par paires et montées en parallèle pour chaque produit, hormis celles de transfert.

Cette répartition est motivée par un souci de prudence et de flexibilité et est de rigueur

dans toute pomperie.

Les débits d’expédition ont été fixés par PETROCI. Nous aurons donc une pompe

de débit 200m3/h et une pompe de débit 300m3/h pour chaque produit. Selon l’urgence de

la demande et les capacités du navire à souter, une pompe ou l’autre sera utilisée.

La pression dans le circuit doit être la plus petite possible pour éviter des

surpressions dans les réservoirs de carburants des navires. De ce fait, toutes les pompes

seront de type centrifuge. Le tableau 7 résume l’ensemble des éléments de la pomperie et

nous pouvons voir sur le PID expédition (Figure 9) le raccordement des pompes au réseau.

L’amorçage des pompes n’est pas un souci car il se fera par gravité à partir du niveau de

liquide dans les bacs. Ils existent plusieurs types de pompes de F.O sur le marché. Pour le

choix de la pompe, les paramètres à fournir sont le débit d’expédition, la hauteur du réseau

et le type de produit à pomper.

Tableau 7 : Pompes du circuit d’expédition

Activité

Fuel Oil 180 Fuel Oil 380 blending Gasoil

Expédition Deux (2) pompes

Débit : 300 et 200m3/h

Deux (2) pompes


Deux (2) pompes


Transfert - Une (1) pompe

Débit : 200m3/h

Une (1) pompe

Débit : 100m3/h

Produits


41


III.3.2. Vannes et instrumentation Les vannes du dépôt seront des vannes à passage direct (trappe). C’est ce type de

vanne qui est généralement utilisé pour les hydrocarbures liquides. La position des vannes,

comme nous pouvons le voir sur les deux PID (alimentation et expédition) est gouvernée

par un souci de flexibilité dans l’exploitation du dépôt. Elles permettront d’isoler certaines

parties du réseau des autres.

Pour l’alimentation et l’expédition au départ des bacs, nous avons aussi installé des

vannes motorisées à commande à distance. Celles-ci joueront un double rôle : celui de

commande à distance de l’ouverture et de la fermeture des bacs d’une part et d’autre part,

elles joueront le rôle de sectionneur en cas d’incident. Aussi, des clapets anti-retour ont été

placés à l’alimentation des bacs pour éviter un retour de produit en cas d’incident de

pompage.

Les bacs possèdent leur propre instrumentation qui est comprise dans leur coût total

d’achat. On peut citer entre autre les indicateurs de niveau (palpeur, radar), les

thermomètres et les manomètres. Ces derniers ne seront pas évoqués car n’intervenant pas

directement dans l’étude économique de notre projet. Cependant, sur la demande de

PETROCI et selon les exigences du réseau, certains instruments ont été ajoutés aux lignes.

PETROCI a requis l’installation de débitmètres massiques à lecture volumique sur les

lignes d’alimentation et d’expédition. Cet instrument, dont l’acquisition se fait aussi à

distance sur les moniteurs, est très important sur des installations de soutage au même titre

que les compteurs dans une station-service.

La figure 7 présente de la disposition du réseau de pipes sur le terrain. Certaines

portions de lignes seront enterrées. Il faut noter, comme l’indique les plans fournis plus

haut, que le dépôt est séparé des appontements par un boulevard. Pour traverser ce dernier,

on a trois solutions : l’enterrement des lignes, la galerie et le rack. L’enterrement des lignes

est à écarter car cette solution n’est pas compatible avec les lignes chauffées et

calorifugées. Le rack consiste à faire passer les lignes sur un support métallique qui

surplombera la route sur une certaine hauteur comme un pont. Ayant l’avantage d’être

flexible et facile à mettre en œuvre, il n’est au contraire pas très sécuritaire vue la taille des

engins (grutiers) qui empruntent le boulevard.


42


La dernière solution, la galerie plus chère à mettre en œuvre, consiste à creuser une

galerie sous la route. Cette solution a été validée par PETROCI et une galerie sera

construite en face du futur dépôt pour le passage des lignes.

Les pipes de F.O 380 étant tous chauffés, des thermomètres seront installés à des

endroits précis du parcours pour faire l’acquisition de la température du produit comme le

montre le PID expédition. Dans la suite, nous calculerons la longueur totale du réseau

conformément à la disposition retenue.

III.4. Inventaire des éléments du réseau Dans la détermination du coût du dépôt, la longueur totale et les différents éléments

du réseau tels que les instruments et les vannes sont les principaux paramètres à connaitre.

Sur la base des mesures effectuées sur le terrain avec l’odomètre et de celles prises

avec le logiciel de cartographie Google Earth, nous avons pu construire un modèle à

l’échelle de notre installation comme nous l’avons déjà signifié.

En reportant le tracé de la figure 7 sur notre modèle, nous déterminons les

longueurs des différentes lignes et les résultats sont reportés sur les tableaux 8,9 et 10.

Tableau 8 : Longueurs totales des lignes d’alimentation/expédition

Alimentation (en m) Expédition (en m) Total (en m)

G.O 75,72 813 889

F.O 380 BTS 131,23 - 131,23

F.O 380 HTS 846,88 - 846,88

F.O 380 Blending 262,02 743,36 1005,38

F.O 180 57,2 773,51 119,2

Circuit Bac tampon 107,82 38 145,82

Sous-total (15%) 3137,51 (470,62)

Total Global 3609


43


Tableau 9 : Courbures et tés du réseau alimentation/expédition

Courbure 90° Courbure 45° Té

Alimentation 8 2 8

Expédition 21 3 9

Circuit Bac tampon 5 2 2

Sous-Total (15%) 34(6) 6(2) 19(3)

Total 40 8 22

Tableau 10 : Vannes et instruments

Alimentation Expédition Total

Vanne (passage direct) 18 29 47

Vanne (motorisée) 5 4 9

Bride 52 66 118

Clapet anti-retour 9 6 15

Débitmètre 3 3 6

Thermomètre 1 5 6

Manomètre 0 3 3

IV. ETUDE HSE

Nous abordons l’étude du dispositif HSE du dépôt. Un dépôt d’hydrocarbures de

capacité totale 45.000 m3 est un point sensible où la sécurité n’est pas un élément à prendre

à la légère.

IV.1. Equipements HSE Ce sont les différents éléments qui concourent à la sécurité, à l’hygiène et au

respect de l’environnement sur le dépôt.

Les dispositifs de surveillance à distance telles que les caméras, les sirènes et

alarmes, voire même les postes de contrôle (guérites et gardiens), les panneaux affichant

les différents règles à respecter sur le dépôt (téléphone cellulaire et flamme nue interdits).


44


Le matériel de premier secours (arrosoirs, rince-œil, trousse de premier secours) et

les équipements de lutte anti-incendie de poing (extincteurs) font aussi partie des éléments

de sécurité [9].

La proximité du dépôt avec le canal de Vridi lui confère un caractère de point à

risque élevé vue les capacités stockées d’hydrocarbures lourds et de ce fait très difficile à

éliminer en cas d’incident de déversement. Dans un cas pareil, la première ligne de défense

est la cuvette de rétention dimensionnée avant. Elle permettra, en cas d’incident, de retenir

le produit dans un espace confiné.

Le dépôt devra être équipé d’un bac de décantation (sur la rive, à côté du local

Pomperie anti-incendie) et de ballons qui serviront à traiter les eaux de ruissèlement.

Le décanteur permettra de séparer ces eaux de ruissellement des hydrocarbures et

les ballons permettront de stocker de les stocker les hydrocarbures ainsi séparer. Deux

pompes d’expédition seront placées sur les ballons pour expédier les slopes (ou égouttures)

vers la SIR pour traitement. Ce dispositif de traitement des égouttures sera dimensionné en

fonction de la capacité du dépôt et de son temps de fonctionnement. La figure 10, présente

la disposition des équipements de sécurité cités. Cette disposition n’est pas définitive et est

sujette à modification.

IV.2. Réseau incendie

IV.2.1. Tracé des lignes Ce réseau est composé des lignes qui réalisent l’appoint en eau/mousse au niveau

des différents éléments de sécurité à plus large champ d’action. Ce sont les lances à

incendie, les déversoirs de mousse (à l’intérieur des bacs et des cuves de rétention), les

clarinettes, les bouches à incendie, les rideaux d’eau, les couronnes et les chambres à

mousse des bacs.

Ces lignes sont pour certaines connectées à des réservoirs d’émulseur. L’émulseur

est un produit qui, lorsqu’il est mélangé à l’eau en présence d’air, produit une mousse

d’extinction très efficace contre les feux d’hydrocarbures. Il est de rigueur dans toute

installation de produits pétroliers.


45


Figure 10: Répartition des éléments de sécurité sur le site


46


Pour dimensionner le réseau, l’on doit calculer le débit d’eau et la pression que doit

fournir la pomperie anti-incendie pour alimenter convenablement les sorties des éléments

suscités c’est-à-dire les bouches à incendie, rideaux d’eaux, couronnes de bacs, déversoirs

de mousse, lances anti-incendie mobiles et statiques. Les figures 12 et 13 nous présentent

respectivement les tracés des lignes incendie « eau » et « émulseur » sur le plan de masse.

Pour déterminer le débit et la pression de refoulement de la pomperie anti-incendie

nous aurions pu réaliser une simulation de l’installation anti-incendie en fonctionnement.

C’est-à-dire déterminer des scenarios d’incident et ensuite avec un modèle voir avec quelle

pression et débit le feu se serait éteint en un temps optimal.

IV.2.2. Pomperie et réseau anti-incendie Même si le dimensionnement complet du réseau a été écarté, un problème survient

néanmoins lorsqu’on cherche à placer la pomperie incendie sur le site. En effet, la surface

allouée est complètement occupée. Néanmoins, après une visite des alentours, nous avons

pu dégager trois (3) solutions. Il s’agit, de la première à la troisième :

- de se raccorder au réseau incendie du Grand appontement PETROCI ;

- de prolonger la dalle sur laquelle repose la pomperie du Grand appontement

PETROCI en vue d’y installer la pomperie du futur dépôt ;

- d’utiliser la place inoccupée sur la berge du canal en face du dépôt pour y

construire une nouvelle pomperie.

Après analyse de ces propositions, nous avons conclu que la plus viable est la

troisième. Pour des soucis de sécurité la première et la seconde ont été écartées. La

décision finale est de construire un local pomperie R+1 sur la berge. Au rez-de-chaussée

seront installées les pompes horizontales et au premier étage, les bacs à émulseur. Les

pompes, même si leur dimensionnement n’a pas été réalisé, devront être en paire. Pour

notre part, nous avons proposé trois (3) pompes. Deux motopompes Diesel alimentées par

du Gasoil et une (1) électropompe montée en secours.

Il faut noter un élément capital. L’amorçage des pompes avec la solution retenue est

très fastidieux. Ce dernier prend beaucoup de temps et vue la distance qui sépare la

pomperie des bacs, le temps de réaction en cas d’incident serait trop long tant au niveau

des pressions que des débits requis au refoulement des différents dispositifs. Les pompes

incendie devront avoir un NPSHdisp assez élevé.


47


Figure 11 : Disposition des lignes en eau du réseau incendie


48


Figure 12 : Disposition des lignes en émulseur et des déversoirs de mousse


49


De ce fait, il a été proposé l’installation d’une pompe (JOKEY) qui réalisera une

pression constante (8 à 10 bars) dans le réseau et qui diminuera le temps de réaction. Cette

pompe occupera le local incendie. La figure 13 présente le PID du réseau incendie. On

peut la complexité du réseau due au nombre de bacs.

IV.2.2. Inventaire des éléments Il existe deux diamètres de lignes. Les lignes 4’’ pour l’approvisionnement en eau

des lances à incendie et des déversoirs de mousse des cuves de rétention. Et des lignes 2’’

pour l’alimentation des couronnes des bacs, des déversoirs de mousse des bacs et enfin des

rideaux d’eaux.

Le matériau sera le même que celui des autres lignes c’est-à-dire de l’acier ASTM

106 Grade A. L’eau d’extinction avec émulseur ou non est une eau salée à haut caractère

corrosif comme nous l’avons souligné. Les pipes seront donc Schedule 80 sur l’ensemble

du réseau. Les tableaux 11, 12, 13 et 14 présentent les résultats de l’inventaire.

Tableau 11 : Longueurs des lignes du réseau incendie

Eau Mélange eau-émulseur Total (m)

Ligne 4’’ (m) 551 564 1115

Ligne 2 ’’(m) 332 332 664

Tableau 12 : Longueurs des couronnes des bacs et rideaux d’eau

Tableau 13 : Extincteurs, caméras de surveillance et arrosoirs

Eléments Nombre

Extincteurs à poudre 20

Caméras de surveillance 6

Arrosoirs de sécurité 4

Eléments Longueur totale (m) Nombre de buses

Couronne bac 10.000m3 336 168

Couronne bac 5.000m3 195 97

Couronne bac tampon 23 22

Rideaux d’eau 82 16


50


Tableau 14 : Déversoirs, chambres, rideaux, lances, couronnes et clarinettes

Eléments Nombre

Déversoir de mousse (cuve de rétention) 8

Chambre à mousse (bacs) 7

Lances incendie (canons monitor) 10

Rideaux d’eau 3

Couronne de bacs 7

Clarinettes (4 par bouches) 5

Pour ce qui est des couronnes de bacs, le nombre de buses dépend de la

circonférence du bac considéré. Celui des rideaux d’eau dépend de la longueur de la zone à

protéger. Selon les normes, les buses sont espacées de 2m pour les couronnes de bacs de

10000m3 et 5000m3 et 1m pour le bac tampon et de 3m pour les rideaux d’eau. Le diamètre

est de 2’’ Schedule 80. On obtient finalement pour les lignes 2’’ et 4’’ une longueur totale

de 1218m et 1197m respectivement.

Il faut remarquer que toutes les vannes du réseau incendie sont des vannes papillon.

Elles sont effet plus faciles et rapides à disposer. Ce qui est un aspect très important dans la

sécurité d’une installation.

L’étude du système d’égouttures (canalisations ou caniveaux, décanteur, ballons

slopes, pompes slopes) ne faisant pas partie du cahier de charge n’a pas été réalisé lors de

notre stage. Néanmoins, il faut noter que cette étude est très importante dans le

dimensionnement général tant au niveau environnemental qu’au niveau économique.

CONCLUSION PARTIELLE A cette étape de notre étude, nous avons suffisamment d’éléments pour débuter

l’étude économique de notre projet. Nous avons réalisé les tracés des lignes sur le terrain et

les différents PID de l’installation. L’étude du réseau incendie n’a pas été réalisé

totalement. Cependant, selon les ingénieurs de la société PARLYM à qui nous avons

fourni les informations sur le projet, le réseau incendie nécessiterait approximativement un

débit de 800m3/h pour alimenter convenablement tous les éléments de sécurité.


51


L’émulseur utilisé étant un émulseur 3% (concentration émulseur – eau), nous avons

donc un débit d’émulseur (si on considère que tout le débit est en mousse) de 24m3/h.

Selon l’arrêté du 03 octobre 2010, dans le cas le plus défavorable, le temps maximum

d’extinction d’un feu est de 1h. Soit, il faut une quantité de 24000L d’émulseur que nous

scinderons en deux bacs de 12000L [9].

Pour assurer le débit de 800m3/h, nous aura à prévoir 3 pompes dont deux

motopompes et une électropompe de 400m3/h chacune. La deuxième motopompe sera en

secours en cas de coupure de la fourniture en électricité qui invaliderait l’électropompe

Enfin, Le réseau incendie sera maillé et donc connecté au réseau incendie des

appontements constitué d’un bac émulseur de 8000L et de deux pompes (une électropompe

et une motopompe) de 15 bars de pression de refoulement et de 500m3/h de débit chacune.

Les deux pompes fonctionnant ensemble pourront aisément fournir le débit requis de

800m3/h.

V. SIMULATION DU FONCTIONNEMENT DE L’INSTALLATION

Dans cette partie, nous allons simuler le fonctionnement de l’installation avec le

logiciel PipeFlow Expert. Grace à cette simulation, nous pourrons dire si les débits choisis

par PETROCI au niveau des pompes d’expédition (200m3/h et 300m3/h) sont compatibles

avec la configuration du réseau. Dans le même temps, nous déterminerons les hauteurs de

liquide que devront vaincre les différentes pompes d’expédition. Pour la réaliser, nous

utilisons le modèle sur Google Sketch Up et le PID hydrocarbures pour les données sur le

réseau. Cette étude est présentée dans son intégralité en annexe 5.

Les résultats nous montrent qu’il faut prévoir deux pompes de hauteur

manométrique d’au moins 18,6m à un débit de 300m3/h et de 11m à un débit de 200m3/h

pour le F.O 180. Pour l’expédition de F.O 380, il faudra prévoir deux pompes pouvant

assurer une hauteur manométrique de 20m à un débit de 300m3/h et de 16m à un débit de

200m3/h.

De même, l’on constate que la pression en aval (qui ne dépend que du réseau) est

de 0,8 bar effectif, ce qui reste compatible avec la pression maximale admise pour les

réservoirs des navires. Le tableau 15 résume les résultats de la simulation.


52


Figure 13 : PID du réseau incendie


53


Tableau 15 : Résultats de la simulation

Débit (m3/h) HMT (m)

FO 180 FO 380 G.O

200 11 16 10,7

300 18,6 20 19,1

Nous aurons donc à commander de pompes de HMT supérieure ou égale à 20m pour assurer l’expédition des produits.

CONCLUSION PARTIELLE Grace aux simulations avec PipeFlow Expert, nous avons pu déterminer la donnée

manquante aux dimensionnements de nos pompes d’expédition c’est-à-dire la hauteur

manométrique. Aussi, nous avons vérifié si les débits sont compatibles avec les restrictions

de pression. A cet effet, la pression maximale en bout de ligne enregistrée sur le réseau lors

des simulations est largement inférieure à la pression maximale admise par les navires aux

différents débits d’utilisations.

Il faut noter que cette même méthode peut être utilisée pour dimensionner les

pompes du réseau incendie. Il faudra juste connaitre les pressions et les débits nécessaires

au niveau des différents dispositifs de sécurité (lances, couronnes, rideaux) pour pouvoir

déterminer par simulation les débits et hauteurs des pompes adéquates.

VI. ETUDE ECONOMIQUE

Nous allons évaluer le coût total du dépôt soutes. Il faut noter que cette étude est

assez approximative. D’abord, nous évaluerons le cout d’installation des bacs et de leur

cuve de rétention. Ensuite nous évaluerons le coût d’installation des lignes d’alimentation,

d’expédition et du réseau incendie. Et enfin, nous évaluerons le coût des autres éléments

tels que les pompes, les vannes et les instruments. Enfin, les coûts évalués sont hors taxes

et peuvent être sujets à des fluctuations assez importantes.


54


VI.1. Evaluation du coût des bacs et cuve de rétention

VI.1.1. Coût des bacs A ce niveau de l’étude nous n’avons pas encore reçu les retours des constructeurs.

Cependant connaissant le poids des bacs et le prix de l’acier nous avons pu obtenir une

approximation des coûts qui comprennent les accessoires du bac, le radier sur lequel le bac

repose, le montage et la main d’œuvre. Les coûts des bacs sont donnés dans le tableau 16.

Tableau 16 : Coût des bacs

Dénomination Coût unitaire (FCFA) Quantité Coût total (FCFA)

G01 et G02 348793896 2 1395175584

B01 547273395 1 1148546790

B02 et B03 560303713 2 1120607427

B04 376625982 1 2241214854

B05 747507 1 1495014

VI.1.2. Coûts des cuves de rétention Les informations fournies au constructeur pour évaluer le coût des cuves de

rétention sont pour la cuve de rétention C1 qui contient les bacs G01, G02 et B04 la

surface et le périmètre qui ont pour valeurs respectives 2250,5m2 et 242,4m, la hauteur du

mur de 3m, le matériau du mur qui est du béton RE 240.

De même, pour la cuve de rétention C2 qui regroupe les bacs B01, B02, B03 et

B05, les caractéristiques fournies sont la surface et le périmètre de 4246,4m2 et 415,6m

respectivement, la hauteur du mur qui est de 3m, le matériau du mur qui est également du

béton RE 240.

Le coût de construction des cuves de rétention comprend le terrassement-

nivellement du terrain du site et la main-d’œuvre. Après analyse, la société CATRAM que

nous avons contacté nous a fourni les coûts de construction qui s’élèvent respectivement à

560000000FCFA et 780000000 pour les cuvettes de rétention C1 et C2.


55


VI.2. Evaluation du coût des lignes Avec les fiches de coûts fournies par PETROCI, le tableau 17 donne le coût brut

des lignes 8’’, 4’’ et 2’’ constituants les différents réseaux.

Tableau 17 : Coût des lignes

Longueur totale (m) Cout unitaire (FCFA/m) Cout total (FCFA)

Ligne 8’’ 3609 105950 382373550

Ligne 4’’ (+10%) 1197 (1317) 64710 85223070

Ligne 2’’ (+10%) 1218 (1340) 19070 25553800

Les prix proviennent de la société TC Afrique (Trouvay et Cauvin) pour les tubes

nus sans soudures API 5L Grade B SCH 40 pour les pipes 8’’ et SCH 80 pour les pipes

2’’et 4’’ datant de 2011. Ces prix sont représentatifs mais doivent être mis à jour. Ces coûts

n’incluent pas la main d’œuvre, ni les supports et/ou massifs des pipes. Ces dépenses

additionnelles seront évaluées en prenant une marge de 40% du coût total des lignes.

Les tableaux en annexe 6 à 9 résument tous les autres éléments des inhérents aux

lignes expédition - alimentation et incendie confondues. Il faut rappeler que cette liste n’est

pas exhaustive. Elle concerne juste les éléments essentiels au bon fonctionnement des

installations telles que représentées sur les différents PID. Certains coûts n’ont pas été

obtenus. Il faut noter que les coûts de génie civil, les coûts de construction des bâtiments

(bâtiment administratif, local technique, local incendie) ne font pas partie de l’étude du

projet et donc de l’étude économique.

CONCLUSION PARTIELLE On obtient donc un total de 6634516896 FCFA brut. Selon notre maitre de stage,

il est de coutume de majorer de 40% le coût brut d’un projet. Cette majoration prenant en

compte les imprévus et la main d’œuvre d’où le coût final suivant : 9288323655 FCFA.

Dans notre cas, il faut souligner que le réseau électrique, le traçage des voies

d’accès, le coût de la chaudière et du chauffage, le cout des massifs et supports des lignes,

les locaux administratifs et technique par exemple n’ont pas été pris en compte.


56


CONCLUSION GENERALE Dans la perspective de réamorcer sa croissance, la Société Nationale d’opérations

Pétrolières de la Côte d’Ivoire (PETROCI Holding) a mis en branle plusieurs projets de

développement cadre dans lesquels s’inscrit le travail que nous avons effectué à la

Direction de l’Ingénierie et de la Logistique (Ex-Direction de l’Industrie et de la

Logistique Pétrolière) pendant notre projet de fin d’études.

Au terme de notre étude qui a consisté à l’étude des infrastructures de stockage et

d’expédition d’un dépôt soutes de capacité 45000TM, nous pouvons affirmer que le projet

est viable. En effet, la difficulté majeure a été de trouver la disposition optimale satisfaisant

aux différents critères de sécurité comme spécifiés dans l’arrêté du 03 octobre 2010 relatif

au stockage des produits pétroliers.

Avec l’aide de cet arrêté et selon la norme de construction des bacs API 650 STD,

nous avons dimensionné les bacs et les cuves de rétention. Nous avons également fourni un

modèle en 3 dimensions (3D) du futur dépôt et les différents plans sur le terrain et PID du

réseau d’expédition-alimentation et du réseau incendie conformément à la disposition

retenue.

Enfin, nous avons établi des tableaux regroupant tous les éléments indispensables à

la bonne marche du dépôt que nous avons fourni à différents fournisseurs. Nous avons

donc pu avoir une estimation du coût du projet qui s’élève à 9288323655 FCFA.

Il faut néanmoins souligner que l’étude est loin d’être complète et que cette

approximation est assez grossière car elle ne prend en compte qu’environ 45% du projet

total. De ce fait l’on peut estimer le coût total de notre projet à 20000000000 FCFA.

L’étude de la rentabilité du projet n’a également pu être effectuée faute de données et de

temps.

Cette étude nous a permis de parfaire notre connaissance des hydrocarbures en

général et de leur stockage en particulier. Elle nous a permis également de mieux

appréhender le domaine « Downstream » de la chaine pétrolière. Enfin, grâce à ce projet,

nous avons acquis une bonne connaissance en sécurité dans l’industrie pétrolière.


57

BIBLIOGRAPHIE BIBLIOGRAPHIE

BIBLIOGRAPHIE [1] : Arrêté 1432 du 03 octobre 2010 relatif au stockage en reservoir aériens

manufacturés de liquides inflammables exploités dans un stockage soumis à autorisation de

la rubrique 1432 de la legislation des installations classées pour la protection de

l’environnement.

[2] : API STANDARD 650 « Welded Steel Tanks for Oil Storage » (Réservoir

d’hydrocarbures en acier soudé), 30ème Edition Novembre 1998, American Petroleum

Institute.

[3] : Les Spécifications Générales - Conception et Fabrication des réservoirs de stockage

d’hydrocarbures, TOTAL Raffinage, 2005, anonyme

[4]: Fuel Oil Manual, Paul F. Schmidt, Industrial Press 141-149,

[5] : Combustibles et Lubrifiants – Manuel de formation, SARL WATER KITS

SUPPLY, anonyme, 2005

[6]: Pipeline Engineering, Henry Liu, Edition Lewis Publishers, 2003

[7]: Piping Handbook, 7ème Edition, 2007

[8]: Pipeline Rules of Thumb Handbook, 7ème Edition, E.W McAllister Edition GPP,

2009

[9] : Matériels de Protection Incendie Fiches Techniques, Eau & Feu Service des

Installations Fixes, 2008, anonyme


ANNEXES

ANNEXES

ANNEXE 1 : SPECIFICATIONS ISO DES FIOULS MARINS (1996)

ANNEXE 2 : RELEVES TOPOGRAPHIQUES DU SITE DE CORLAY

ANNEXE 3 : SYSTEME DE CHAUFFAGE ET CALORIFUGEAGE

Comme nous l’avons déjà souligné, le F.O 380 est un liquide d’une viscosité assez

élevée (380 Cst à 50°C). Pour pouvoir l’acheminer à une pression d’exploitation correcte, il

est nécessaire de le chauffer entre 50°C et 71°C avec une température nominale de 55°C.

Pour comparaison, le bitume doit être chauffé à environ 150°C.

Les bacs de 10.000m3 devront être donc chauffé et calorifugé pour réduire les pertes

d’énergie.

Pour ce qui est du système de chauffage, nous avons deux solutions :

- Un chauffage avec fluide caloporteur (traçage à l’huile),

- Un chauffage électrique via des résistances chauffantes (traceurs électriques).

Le système de chauffage à l’huile est certes moins flexible et plus difficile à mettre en

œuvre, mais celui-ci est plus sécuritaire et n’est pas dépendant de la fourniture en électricité.

Ce système que nous avons donc retenu. Ce système est composé de chaudières qui chauffe

l’huile et de pompes qui expédient l’huile chauffée à travers des petites tuyauteries (les

traceurs) à l’intérieur des bacs et des lignes.

Pour assurer une conservation de la chaleur, les bacs et les lignes chauffés sont

calorifugés par une couche de laine de verre revêtue d’une feuille d’aluminium.

L’étude complète du système de chauffage a été occultée sur la demande de

PETROCI. Néanmoins, ce système constitue une partie non négligeable du cout de

l’installation. Nous avons donc décidé de calculer la puissance nécessaire pour assurer le

chauffage et l’épaisseur de calorifuge nécessaire pour retenir au moins 90% de l’énergie de

chauffage apportée.

Nous prendrons les températures nominales de chauffage c’est-à-dire 55°C pour

l’expédition et 38°C pour le stockage.

Puissance nécessaire pour le stockage

On la calcule on supposant que tout le volume de produit à l’intérieur du bac doit être

à 38°C. Connaissant la température moyenne ambiante et la capacité calorifique de notre

produit (le Fuel Oil 380), on calcule aisément la quantité d’énergie à fournir en utilisant la

formule :

𝑄 = 𝑚 ∙ 𝐶𝑝 ∙ ∆𝑇

Avec 𝑄: quantité d’énergie à fournir (J), 𝐶𝑝: capacité calorifique du produit (kJ/kg°C),

𝑚 : la masse du produit (m) et ∆𝑇 : la différence entre la température ambiante et la

température de stockage.

Encore une fois, nous nous plaçons dans le cas le plus défavorable en considérant la

température ambiante la nuit tombée qui est en moyenne de 20°C en Côte d’Ivoire les

périodes de l’année les plus froides (données météorologiques).

La littérature nous fournit la valeur de la capacité calorifique du F.O et on suppose que

cette valeur reste constante dans l’intervalle de température (approximation rendue possible

car le ∆𝑇 n’est pas très élevé).

On détermine la masse en posant : 𝑚 = 𝜌𝑉 avec 𝜌: masse volumique du produit et 𝑉 :

le volume considéré. Soit :

𝑄 = 𝜌𝑉𝐶𝑝∆𝑇

Cependant, au même titre que la capacité calorifique, la masse volumique du F.O est

susceptible de varier dans l’intervalle de température considéré. Pour pallier ces différentes

approximations, le Fuel Oil Manual nous fournit un abaque qui permet de déterminer

directement la chaleur nécessaire pour élever la température du F.O.

On l’utilisant, on obtient : 𝑄 = 300.000.000 𝑘𝐽 nécessaire pour le chauffage des

10.000m3 de fioul stocké dans un seul bac. En se fixant, un temps de chauffage minimal de

6h, la chaudière doit pouvoir fournir une puissance équivalente à 13.870 𝑘𝑊 pour un bac,

soit une puissance de 41,6 𝑀𝑊 pour l’ensemble du groupe F.O 380.

A cela on doit ajouter l’énergie à fournir si le bac de F.O 180/ 380 blending est en 380. Soit

au total, la chaudière devra fournir pour le chauffage des bacs de la température de 20°C à la

température de 38°C dans un laps de temps de 6h, une puissance minimale de 48,6 𝑀𝑊.

Puissance nécessaire pour l’expédition

On le rappelle, la température d’expédition du produit a été fixée 55°C. Cette consigne

de température est à respecter sur toute la ligne d’expédition du F.O 380 Blending de

réception du Fioul Oil 380 HTS venant des appontements.

A ce niveau du travail, nous n’avons pas encore évalué la longueur de ces lignes.

Néanmoins, nous pouvons d’ores et déjà calculer la puissance nécessaire par mètre de pipe.

Les caractéristiques de la chaudière, la température de l’huile et les phénomènes de

transfert de chaleur bien que nécessaires pour le choix de la chaudière ne font pas partie de

notre étude. Mais, selon les constructeurs, la puissance à fournir et les températures de

consignes seules déjà permettent d’évaluer le cout du chauffage.

Le traçage à l’huile se fait par le biais de tubes qui courent le long du pipe à chauffer

dans lequel circule le liquide caloporteur (huile). Ces tubes de petits diamètres sont au nombre

de trois (3) généralement pour couvrir au mieux la surface du pipe. Le transfert thermique à

lieu par conduction entre les parois externes des tubes ou traceurs et celles du pipe ensuite par

convection entre la paroi interne du pipe et le fluide à l’intérieur.

On utilise le même principe de calcul qu’au niveau des bacs pour déterminer la

puissance nécessaire pour élever la quantité de produit à l’intérieur d’une unité de longueur de

pipe.

L’abaque nous fournit la quantité de chaleur nécessaire pour élever la température du

produit de 20°C à 55°C soit 61.000 kJ/m3. Les pipes d’expédition ont un diamètre nominal de

8 pouces (cette valeur a été fixée par PETROCI) et ont un volume par mètre de 0,048m3. On

détermine donc la quantité de chaleur recherchée qui est de 2928 kJ/m.

La puissance à fournir par mètre de pipe à fournir pour un temps de chauffage

minimum de 6h est donc de 0,14 kW.

Calorifugeage

Le calorifugeage se fait par le biais d’une couche de laine de verre sur l’élément à

calorifuger. Cette couche de laine de verre est protégée des intempéries par une feuille

d’aluminium. La laine de verre est un matériau très isolant au sens thermique du terme. Sa

conductivité thermique est comprise entre 0,034 et 0,056 W/m°C. Aussi, sa classe par rapport

au feu est M0, c’est-à-dire que c’est un matériau incombustible.

Le calorifugeage permet de diminuer le flux thermique qui s’échappe de l’élément

chauffé réduisant ainsi les pertes d’énergie. Il permet aussi de protéger les exploitants contre

les éventuelles brulures.

Soit 𝑥 l’épaisseur de calorifuge, on se met dans l’hypothèse du régime stationnaire,

l’équation de la chaleur nous permet de déterminer le flux Φ par unité de longueur.

Nous laissons de côté les échanges de chaleur entre le produit qui circule à l’intérieur

du tube et la paroi interne. Aussi, ne tenons-nous pas compte des échanges extérieurs. Nous

supposons le régime permanent établi et nous voulons calculer le flux thermique par unité de

longueur d’élément chauffé par unité de longueur qui s’échappe.

55°C

20°C

55°C

20°C Légende :

: Acier

: Laine de

: Aluminium

: Flux thermique sortant

Vue en coupe d’une ligne Calorifugée

𝑥

Selon les hypothèses que nous avons fixées, nous nous trouvons dans les conditions

aux limites de Dirichlet. Dans ce cas, on calcule le flux selon la formule :

Φ =𝑇1 − 𝑇2

∑𝑙𝑛 𝑟𝑖+1𝑟𝑖

2 ∙ 𝜋 ∙ 𝜆𝑖

, 𝑖 > 0

Pour une unité de longueur, avec 𝜆𝑖 : conductivité thermique du matériau 𝑖.

La feuille d’aluminium protectrice est très mince (< 1mm) et ce matériau possède une

conductivité thermique très élevée. De ce fait, cette couche présente une résistance thermique

négligeable au regard des autres. Elle sera donc occultée. On introduit l’épaisseur 𝑥 = 𝑟2 − 𝑟1

de calorifuge et on obtient :

Φ =𝑇0 − 𝑇2

𝑙𝑛 𝑟0𝑟12 ∙ 𝜋 ∙ 𝜆0

+𝑙𝑛 𝑟1𝑥 + 𝑟1

2 ∙ 𝜋 ∙ 𝜆1

= 2 ∙ 𝜋 ∙ (𝑇0 − 𝑇2)1

𝐴 − ln (𝑥 + 𝑟1)𝜆1

L’application numérique nous donne pour les pipes (matériau ASTM 106 Grade A 8 pouces) :

𝜆1 = 0,040 𝑊 𝑚°𝐶� : Conductivité de l’aluminium

𝜆0 = 46𝑊 𝑚°𝐶� : Conductivité de l’acier

𝑟1, 𝑟0 = {0,10955; 0,10137} : Diamètre extérieur, intérieur du pipe en mètre.

Avec 𝐴 = (𝜆0−𝜆1)𝜆1∙𝜆0

∙ ln(𝑟1) − ln(𝑟0)𝜆0

= (−0,040+46)0,040×46

∙ ln(0,10955) − ln(0,10137)46

= −55,2

Et 2 ∙ 𝜋 ∙ (𝑇1 − 𝑇2) = 2 × 𝜋 × (20 − 55) = −220

Ce qui implique finalement :

Φ = 220 ∙1

55,2 + 25 ∙ ln (𝑥 + 0,10955)

Sans calorifuge (𝑥 = 0), on a : Φ = 14062,3 W par mètre de pipe. Pour réduire cette valeur de 95%, il faut une épaisseur 𝑥 telle que :

𝑥 = 𝑒(220Φ −55,3)/25 − 0,10955

Avec Φ = 0,05 ∙ Φ = 730 W soit 𝑥𝑚𝑖𝑛 = 1,26 𝑚𝑚.

- Dans ce calcul n’a pas été pris en compte la source interne de chaleur que

constitue les traceur situés à entre les pipes et la laine de verre. Cette source interne induit une

puissance P à ajouter à l’équation de la chaleur pour être plus rigoureux.

- Dans la pratique, vu le diamètre des traceurs à l’huile, l’épaisseur de la couche de laine de vaine est de 30mm. Avec cette valeur de l’épaisseur, on obtient une réduction du flux sortant de 99,30%.

En reprenant les mêmes calculs pour les bacs de F.O réchauffés, on obtient comme

valeur d’épaisseur minimale pour conserver au moins 95% de l’énergie fournie à l’intérieur

du système 𝑥𝑚𝑖𝑛 = 2,8mm mais néanmoins, suivant la même condition que précédemment,

l’on prendra comme épaisseur de calorifuge 30mm.

ANNEXE 4 : INVENTAIRE GENERAL DES ELEMENTS DU RESEAU INCENDIE Eléments Nombres

Longueur de tuyauterie (en m)

- 2’’ (+10%)……………………….

- 4’’ (+10%)……………………….

Total

1218 (121,8) 1340

1197 (119,7) 1317

Courbures et tés

- 2’’ ………………………………..

- 4’’ ………………………………..

90°

16

18

45°

4

6

Té

10

3

Vannes et brides

- 2’’ ………………………………..

- 4’’ ………………………………..

- Autres ……………………………

Vannes Brides

12

12

Papillon

2

10

Régulation

3

-

Pompes et clapet anti-retour

- motopompe …..…………………..

- électropompe ....………………….

- pompe jockey…………………….

- clapets anti-retour ……………..…

2

1

1

6

Instrumentation

- Manomètres……………

- Venturis…………………

1

3

ANNEXE 5 : SIMULATION DU FONCTIONNEMENT DE L’INSTALLATION

• Expédition du G.O Avant de commencer il faut clarifier certains points du fonctionnement de l’unité.

L’unité pourra fournir en simultané les trois produits (F.O 180, F.O 380 et G.O) aux différents

appontements un à la fois mais ne pourra pas fournir simultanément le même produit.

On simule deux scenarios. D’une part les bacs sont pleins et le niveau dans le bac est

maximal soit 14,4m pour le bac de G.O, d’autre part le pompage se fait dans le bac à moitié

vide et le niveau de produit dans le bac est à 7,2m.

Après simulation, nous avons obtenu les résultats consignés dans le tableau 14.

Données entrées dans le logiciel PipeFlow Expert

Réseau

Matériau du pipe : Steel ANSI

Diamètre : 8’’ SCH 40

90° =4 ; 45°=4 ; Té=4 ; Vanne : 6

Pompe centrifuge à débit fixé

Débit : - 300m3/h

- 200m3/h

Pression bac : pression atmosphérique

Pression soutes navire : idem

Longueur

- Avant la pompe : 98m

- Après la pompe : 315m (*)

- Total : 413m

- Niveau bac maximum : 14,4m

- Niveau bac à moitié : 7,2m

- Niveau soutes navires : 10m

Produit

Gasoil à la température ambiante

Conditions :

Température=26°C (**)

Viscosité= 7,95 centipoises (***)

Densité= 845 kg/m3 (*) : On se place dans le cas le plus défavorable, c’est-à-dire la distance par rapport au quai le plus éloigné

(**) Données météorologiques, (***) Fiches techniques et abaques

Résultats de la simulation de l’expédition de G.O (pression relative)

Débit Niveau bac maximum (14,4m) Niveau Bac à moitié (7,2m)

200m3/h

Réseau

Vitesse = 1,721

m/s

Pamont = 1,2 bar

Paval= 0,8 bar

Perte linéaire= 7,1

m

Perte singulières=

0,7m

Pompe

Paspiration= 1,05 bar

Prefoulement= 1,33

bar

Hmanométrique=

3,4m

NPSHdisp=25m

Réseau

Vitesse = 1,721

m/s

Pamont = 0,6 bar

Paval= 0,8 bar

Perte linéaire= 7,1 m

Perte singulières=

0,7m

Pompe


Prefoulement= 1,34 bar

Hmanométrique= 10,7

m

NPSHdisp=17,7m

300m3/h

Vitesse = 2,582

m/s

Pamont = 1,2 bar

Paval= 0,8 bar


m

Perte singulières=

1,6m



Hmanométrique=

12m

NPSHdisp=23m

Vitesse = 2,582

m/s

Pamont = 0,6 bar

Paval= 0,8 bar


m

Perte singulières= 1,6

m




m

NPSHdisp=15,9 m

• Expédition du F.O 180 En se basant sur la même méthode que celle utilisée pour la simulation de l’expédition

du G.O, on détermine les paramètres du réseau et de la pompe, Les débits en amont et en aval

reste les mêmes. On obtient les résultats suivants

Résultats de la simulation de l’expédition du F.O 180

Débit Niveau bac maximum (14,4m) Niveau Bac à moitié (7,2m)

200m3/h

Réseau

Vitesse = 1,721 m/s



m

Pompe



Hmanométrique=

3,2m

NPSHdisp=25m

Réseau

Vitesse = 1,721

m/s



m

Pompe




m

NPSHdisp=18 m

300m3/h

Vitesse = 2,582 m/s



m



Hmanométrique=

11m

NPSHdisp=24m

Vitesse = 2,582

m/s


m


m




m

NPSHdisp=16,5 m

Représentation du circuit sur PipeFlow Expert

• Expédition du F.O 380 Après simulation, on obtient les résultats suivants sur le tableau ci-dessous :

Résultats de la simulation de l’expédition du F.O 380

Débit Niveau bac maximum (9,83m) Niveau Bac à moitié (4,915)

200m3/h

Réseau

Vitesse = 1,721 m/s



m

Pompe



Hmanométrique=

7,3m

NPSHdisp=21m

Réseau

Vitesse = 1,721

m/s



m

Pompe




m

NPSHdisp=16,5 m

300m3/h

Vitesse = 2,582 m/s



m



Hmanométrique=

16m

NPSHdisp=21m

Vitesse = 2,582

m/s


m


m



Hmanométrique= 20 m

NPSHdisp=15,8 m

ANNEXE 6: DONNEES FOURNIES AU CONSTRUCTEUR POUR L’EVALUATION DU COUT DES BACS

Spécifications produits stocké Type de bac Dimensions et poids

Bacs G01 et G02 (2 bacs)

-Nom : Gasoil

-Densité = 845 kg/m3

-Température ambiante

-Pression de vapeur = négligeable

-Norme de construction : API 650 STD

-Toit fixe conique

-Fond conique (cône up)

-longueur de virole = 1800mm

-Hauteur nominale = 16,2m

-Diamètre nominale = 21m

-Capacité d’exploitation = 5.000m3

-Poids = 127366,8 kg

Bac B01

-Nom : F.O 380 BTS

-Densité (à 15°C) = 991 kg/m3

-Température stockage = 38°C

-Pression de vapeur = négligeable


-Toit fixe conique


-Chauffé et calorifugé

-longueur de virole = 2400mm

-Hauteur nominale = 12m

-Diamètre nominale = 36m

-Capacité d’exploitation = 10.000m3

-Poids =210354,2 kg

Bac B02 et B03 (2 bacs)

-Nom : F.O 380 HTS et Blending

-mêmes caractéristiques que B01

-Teneur en soufre élevée



-Poids = 215158,4 kg

Bac B04

-Nom : F.O 180 HTS


-Viscosité (à 15°C) = 180cst


-Toit fixe conique


-mêmes caractéristiques que G01

-Poids = 137210,7 kg

Bac B05 -mêmes caractéristiques que B04 -mêmes caractéristiques que B04

-Hauteur nominale = 9,6m

-Diamètre nominale = 7,5m

-Hauteur d’exploitation = 9,06m

-Capacité d’exploitation = 400m3

ANNEXE 7 : COUT DES ELEMENTS DES LIGNES

Coût unitaire (FCFA) Quantité Coût total (FCFA)

Courbures et Tés

- 8’’………

- 4’’………

- 2’’………

90°

131000

125000

8000

45°

100000

90000

45000

Té

182000

135000

99000

90°

40

24

20

45°

8

6

6

Té

22

5

14

90° : 9940000

45° : 1850000

Té : 6065000

Total : 17855000

Vannes et Brides

- 8’’………

- 4’’………

- 2’’………

Vannes Brides

155385

39240

16680

Vannes Brides

118

96

35

Vannes

Passage direct : 84506000

Papillon : 16835000

Régulation : 1800000

Brides : 22686270

Total : 125827270

Passage Direct

1798000

Papillon

1295000

Régulation

900000

Passage direct

47

Papillon

0

13

0

Régulation

2

Total Global : 143682270

COUT DES ELEMENTS DES LIGNES (SUITE)

Coût unitaire Quantité Coût total

Vannes motorisées

- 8’’………

- 4’’………

- 2’’………

9

0

0

Clapets anti-retour

- 8’’………

- 4’’………

- 2’’………

15

0

0

Instrumentation

- Manomètre…...

- Thermomètre...

- Débitmètre ...

- Venturis……...

11.000.000

3

6

6

66000000

Total Global :

ANNEXE 8 : POMPES ET MATERIELS INCENDIE

Coût unitaire (FCFA) Quantité Coût total (FCFA)

Pompes d’expédition -200m3/h……………...

-300m3/h……………..

Pompes de transfert -100m3/h…………….

Pompes incendie -Electropompe…….....

-Motopompe………...

-Pompe JOCKEY……

Extincteurs à poudre -10kg (de poing)……...

-50kg (à roulettes)……

Buses (*)

Chambre à mousse

Déversoir de mousse

Lance monitor (4’’)

Clarinettes (4’’)

Arrosoirs de sécurité (*) : couronnes et rideaux

Total Global :

ANNEXE 9 : MATERIEL A FOURNIR POUR LA SECURITE

Matériel Quantité

Extincteurs à poudre

-10kg (de poing)…….....................................

-50kg (à roulettes)……..................................

15

5

Buses mixtes Eau / Mousse (bas foisonnement)

K20 H

287

Buses pour rideau d’eau

Queue de Paon K204

(Gros débit raccord 2’’ ½ - DN65)

16

Chambre à mousse (bas foisonnement)

CAM Type 1 (2’’½)

7

Déversoir de cuvette (bas foisonnement)

DEV Type 3 (4’’ - DN100)

8

Canon monitor Fixe à Levier

KM-L-4X (4’’)

10

Fûts Mixtes Eau/Mousse pour canon Monitor

FIREX FX-60/X

5

Clarinettes (4’’)

4 bouches à incendie

5

Arrosoirs de sécurité avec rince-œil 4

Réservoirs Horizontaux Pour USD

RUSD-H1 Volume = 12000 l

2

Proportionneur pour USD

PUSD-MIX 8’’ A

2

Caméra de surveillance 6

ANNEXE 10 : APERÇU DE L’ETUDE DE DANGER UTILISEE POUR FIXER LA REPARTITION DES BACS

ANNEXE 11 : REPRESENTATION EN 2 DIMENSIONS DU DEPOT