Rapport sitep hamza yahia pdf

C.S.F bâtiment et forage à Gabès
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Elaboré par : Hamza YAHIA
e
Société italo-
tunisienne
d’exploitation
pétrolière
Rapport de
stage
De 25/10/2017 à
08/11/2017
2016/2017

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REMERCIEMENT
Je tiens d'abord, à exprimer mes sincères reconnaissances et mes profondes gratitudes à
la direction générale de la SITEP , tout le personnel de la base d’EL BORMA en la
personne des responsables de la base et tout le personnel de la division maintenance qui
ont facilité mon intégration au sein de la société , par leurs aides précieuses et leurs
conseils au cours de ce stage qui m’a permis de découvrir la vie professionnelle et de
garnir mes connaissances technique.

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Table des matières I. Historique de la SITE :...Error! Bookmark not defined.
II. Généralités sur le pétrole :......................................................................................5
1) Les qualités intrinsèques du pétrole.........................................................................6
2) Le pétrole, à quoi ça sert ? .......................................................................................6
3) Comment se forme le pétrole ?................................................................................6
4) Comment le trouve-t-on ?........................................................................................7
5) Comment décide-t-on d’exploiter un gisement ? .....................................................8
6) Comment extrait-on le pétrole ? ...............................................................................9
7) Où se situent les principaux gisements ? ..................................................................9
8) Comment transporte-t-on le pétrole ? ......................................................................9
III. Présentation de la SITEP :...................................................................................10
1) Cadre de création de la SITEP ...............................................................................11
2) Recherche et découverte ........................................................................................11
3) Les puits du gisement El Borma:...........................................................................12
IV. Structure de la SITEP :.........................................................................................14
V. La sécurité dans le champ pétrolier d’El Borma : ..............................................14
1) Le mécanisme du feu :...........................................................................................15
2) Procédé d’extinction du feu :..................................................................................15
3) Extincteur de feu :...................................................................................................15
4) Classification du feu :.............................................................................................16
5) Circuit anti-incendie : ............................................................................................16
VI. Les installations industrielles dans le champ d’El Borma : ............................17
1) Puits producteurs de brut :......................................................................................17
a) Puits éruptif :..........................................................................................................17
b) Puits en pompages (lifting) :..................................................................................17
c) Puits producteurs d’eau :.......................................................................................17
d) Puits injecteurs d’eau : ...........................................................................................18
2) Station d’injection d’eau : ......................................................................................18
a) But de l’injection : ..................................................................................................18
b) Historique de l’injection d’eau :............................................................................18
c) Station d’injection d’eau 3éme Phase :..................................................................19
3) Réseau de production et station de traitement d’huile : ........................................22
1. Les satellites de collecte : ......................................................................................22
2. Le séparateur d’eau libre (WK : Water Knock out) : ............................................22
3. Le dégazeur d’eau (WD : Water Degasser) :.........................................................23
4. Les séparateurs tri phasiques : ...............................................................................23
5. Le dégazeur d’huile (GB3 : Gaz-boot) :................................................................24
6. Les bacs de lavage d’huile (GB : Gun barrel) : .....................................................25
7. Le skimmer :..........................................................................................................25

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8. Les bacs de stockage..............................................................................................25
9. L’expédition :..........................................................................................................25
4) La Centrale Electrique :..............................................................................................26
VII. Description des différents services de la SITEP : ............................................27
1) Direction des services généraux :...........................................................................27
2) Service exploitation (PRODUCTION) :.................................................................28
A. Travaux sur puits :.................................................................................................28
B. Section pompage (Banc d’essai) :..........................................................................28
3) Contrôle et mesure :................................................................................................29
A. Bureau de jauge :...................................................................................................29
B. Laboratoire d’analyse :...........................................................................................30
C. Contrôle champs :...................................................................................................30
4) La Division de Work Over : ...................................................................................30
5) La Division Maintenace : .......................................................................................31
A. Lignes aériennes :...................................................................................................32
B. Instrumentation : ....................................................................................................33
C. Section de construction mécanique :.....................................................................33
D. Entretien champs :.................................................................................................33
E. Section Electricité :................................................................................................34
F. La section Machines Tournantes :....................................................................34
a. Les pompes : ...........................................................................................................37
LES TURBO-POMPES : ........................................................................................43
b. Les pompes Booster :..............................................................................................46
c. P2035 : ...................................................................................................................50
d. La pompe WEIR P2014B : .....................................................................................51
e. Les compresseurs : .................................................................................................52
f. Le Compresseur à gaz NUOVO PIGNONE :..........................................................58
OPERATION DE SLICKLINE: .............................................................................63
VIII. CONCLUSION :..................................................................................................69
PRÉSENTATION DE L’ENTREPRISE
SITEP
I. Historique de la SITE :

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La société Italo-Tunisienne d’Exploitation Pétrolière (SITEP) est une société anonyme
d’économie mixte. Les parts sont réparties entre l'État Tunisien et l’ENI.
Elle a été créée conventionnellement le 10 juin 1960 et constitutionnellement le 24 Janvier
1961. L’exploitation effective a commencé en 1966.
Le gisement d’El Borma est situé dans le Sud Ouest de la Tunisie dans le
gouvernorat de Tataouine, à 185 Km au sud de Remada sur la frontière Tuniso-
Algérienne, il fait parti, géologiquement, du bassin triasique Nord Saharien, et couvre
une superficie de 160 Km².
La signature de la convention entre l'État Tunisien et AGIP filiale de l’ENI Italie s'est
faite le 10 Juin 1960 donnant ainsi naissance à la SITEP, qui fut constituée sous forme
d’une société anonyme au capital de 20.000 DT qui a augmenté graduellement pour
atteindre 5.000.000 DT.
Le 24 Janvier 1961 s'est établi l’accord octroyant à la Société Italo-Tunisienne
d’Exploitation Pétrolière SITEP le permis d’El Borma dont l’exploitation effective a
commencé en 1966, année du 1er chargement du brut vers la station de pompage SP4
puis vers SKHIRA en Juillet [1].
Figure 1: Champ pétrolier d'EL BORMA [1]
II. Généralités sur le pétrole :
Le pétrole est un mélange d'hydrocarbures (molécules formées d'atomes de carbone et
d'hydrogène) et de molécules, appelées résines et asphaltènes, contenant également
d'autres atomes, principalement du soufre, de l'azote et de l'oxygène. Certains de ces
constituants sont, à température et à pression ambiantes, gazeux (méthane, propane,
etc.), liquides (hexane, heptane, octane, benzène etc.) et parfois solides (paraffines,

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asphaltes, etc.). Le pétrole contient des millions de molécules différentes qu'il va falloir
fractionner et transformer chimiquement pour obtenir des produits utilisables.
1) Les qualités intrinsèques du pétrole
Comparé aux autres sources d’énergie utilisées par l’homme avant la découverte du
pétrole, c’est d’abord une source d’énergie dense : elle offre une grande quantité
d’énergie pour un faible volume. C’est aussi une source d’énergie liquide : facile à
pomper, à stocker, à transporter et à utiliser. Ces qualités lui permettront de détrôner
rapidement le charbon pendant la première moitié du XXe siècle dans tous ses grands
domaines d’utilisation : industriel, domestique et, par-dessus tout, dans le domaine des
transports.
2) Le pétrole, à quoi ça sert ?
Le pétrole est devenu, à partir des années 50, la première source d'énergie dans le monde.
Sa forte densité énergétique en fait la matière première des carburants qui alimentent les
transports (voitures, camions, avions, etc.).
C'est aussi une matière première irremplaçable utilisée par l'industrie de la pétrochimie
pour un nombre incalculable de produits de la vie quotidienne : matières plastiques,
peintures, colorants, cosmétiques, etc. Le pétrole sert aussi comme combustible dans le
chauffage domestique et comme source de chaleur dans l'industrie, mais dans une
moindre mesure, en raison des chocs pétroliers de 73 et 79 et de la montée en puissance
du nucléaire, et du gaz naturel, pour la production d'électricité. On assiste également
aujourd'hui à un recours accru au charbon pour la production d'électricité.
3) Comment se forme le pétrole ?
Il résulte de la dégradation thermique de matières organiques contenues dans certaines
roches : les "roches mères" du pétrole. Cesont des restes fossilisés de végétaux aquatiques
ou terrestres et de bactéries s’accumulant au fond des océans, des lacs ou dans les deltas.
Appelés "kérogène", ces résidus organiques sont préservés dans des environnements où
les eaux sont dépourvues d'oxygène, se mêlant ainsi aux sédiments minéraux pour former
la roche mère. Pendant des dizaines de millions d’années, de nouveaux sédiments vont
continuer à s'accumuler, entraînant la roche mère à de grandes profondeurs.
Généralement entre 2500 et 5000 m et sous l’action des hautes températures qui y

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règnent, le kérogène se transforme (craquage thermique) en pétrole liquide accompagné
de gaz. A plus de 5000 m, le pétrole "craque" à son tour et se transforme en gaz.
Plus légers que l’eau, le pétrole et le gaz remontent le long des niveaux de roches
poreuses (roche réservoir) dans lesquels ils sont confinés si ceux-ci sont surmontés de
roches imperméables (roche couverture). Si rien ne les arrête, ils suintent à la surface.
C'est l'origine des "mares" de pétrole (exploitées pendant l'Antiquité et décrites par Marco
Polo) que l'on peut voir par exemple au Moyen Orient ou au Venezuela. S’ils rencontrent
des "défauts" dans le système de drains qui les mène vers la surface (tels que des plis) ils
viennent s'y accumuler. Ce sont ces pièges à pétrole et à gaz que recherchent les
explorateurs pétroliers.
4) Comment le trouve-t-on ?
L’exploration pétrolière commence par l’identification d’indices permettant de supposer
où se trouve le pétrole et en quelle quantité. Géologue et géophysicien collaborent à cette
enquête minutieuse à fort enjeu économique qui commence à la surface de la terre pour
descendre vers le sous-sol.
- La géologie pétrolière ou l’observation de la surface :
C’est la première étape, qui permet de repérer les zones sédimentaires méritant d’être
étudiées (plissements, failles…). Les géologues utilisent des photographies aériennes et
des images satellites puis vont sur le terrain examiner les affleurements. Ces derniers
peuvent en effet renseigner sur la structure en profondeur. Ensuite l’analyse en laboratoire
d’échantillons de roche prélevés permet de déterminer l’âge et la nature des sédiments
afin de cerner les zones les plus prometteuses. Cette étape représente 5 % du budget
consacré à la prospection.
- La géophysique ou l’étude des profondeurs :

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Son objectif : donner le maximum d’informations pour que les forages soient entrepris
ensuite avec le maximum de chance de succès. Il s’agit essentiellement d’accumuler des
données sismiques riches en informations, grâce à une sorte d’"échographie" du sous-sol
ou "sismique réflexion". Ces données sont obtenues à l’aide de vibreurs pneumatiques
(ou autres) qui génèrent de mini-ébranlements du sous-sol. Les signaux recueillis en
surface sont traités par de puissants logiciels de calcul qui reconstituent l’image du
soussol. Les pièges possibles mis en évidence sont classés selon leur probabilité
d’existence et leur volume
prévisionnel.kkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkkk Cette étape
représente 15 % du budget consacré à la prospection.
- Vérification des hypothèses :
C’est l’étape du forage d’exploration qui seule permet de certifier la présence de pétrole.
On perce la roche à l’aide d’un trépan.gggggggggggggggggggggggggggggggggggggg À
terre, l’ensemble du matériel est manipulé à partir d’un mât de forage. En mer, l'appareil
de forage doit être supporté au-dessus de l'eau par une plateforme métallique
spécialement conçue. Le coût du forage d’exploration varie de 500 000 euros à terre, à
15 millions d’euros pour les puits en mer. Cette étape qui dure de 2 à 6 mois est la plus
lourde dans le budget d’exploration : 60 % en moyenne.
5) Comment décide-t-ond’exploiter un gisement ?
Avant d’envisager l’exploitation, il s’agit d’évaluer la rentabilité du gisement : volume
des réserves récupérables et conditions de production ne peuvent être déterminés qu’en
procédant à des forages de délinéation en vue de délimiter le gisement. Des équipes

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pluridisciplinaires constituées de géologues, de géophysiciens, d’architectes pétroliers,
de foreurs, de producteurs et d’ingénieurs de gisement sont chargées d’étudier les
résultats issus de la phase de prospection. Leurs conclusions sont déterminantes pour
limiter les risques financiers que prennent les compagnies pétrolières.
En effet, sur cinq forages d’exploration, un seul, en moyenne, met en évidence une
quantité de pétrole suffisante pour justifier économiquement son exploitation.
6) Comment extrait-onle pétrole ?
C’est la phase d’exploitation du gisement qui demande la mise en place de tout
l’équipement nécessaire : forage de production appelé "puits de développement",
installation de production, équipements de traitement et de comptage et système
d’évacuation du pétrole. Cette phase, qui représente 40 à 60 % du coût total d’un projet,
s’étale sur 2 à 3 ans.hhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhh
La technique de forage la plus répandue est celle du forage Rotary qui s’est beaucoup
renouvelée, en particulier avec les forages déviés - permettant de contourner un obstacle
souterrain - ou horizontaux – permettant de traverser le réservoir sur toute sa longueur.
Les puits multidrains, quant à eux, permettent de limiter le nombre de forages, en traitant
plusieurs parties du réservoir à partir d’un point unique.
7) Où se situent les principaux gisements ?
On dénombre environ 30 000 gisements rentables, de quelques dizaines à quelques
centaines de km2. Parmi eux, l’on distingue 450 à 500 gisements dits "géants" (avec des
réserves supérieures à 70 millions de tonnes), dont une soixantaine de "super-géants"
(avec des réserves supérieures à 700 millions de tonnes).
Ces gisements sont très inégalement répartis : 60 % des "super-géants" sont au
MoyenOrient et représentent 40 % des réserves prouvées de la planète.
8) Comment transporte-t-on le pétrole ?

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Les zones de production étant concentrées géographiquement, elles sont souvent
éloignées des zones de consommation vers lesquelles le pétrole devra être acheminé, par
voie maritime ou par oléoduc.
- En 2002, on dénombrait 3 750 navires. Le principal atout du transport
maritime est la souplesse : à chaque instant, on peut modifier la destination d'un navire.
- L’oléoduc ou pipe-line représente un lourd investissement, mais il offre un
faible coût d’utilisation.
III. Présentation de la SITEP :
La Société Italo-tunisienne d’Exploitation Pétrolière est une société anonyme
d’économie mixte.

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1) Cadre de créationde la SITEP
La SITEP est née suite à la convention signée le 10 juin 1960 entre l’État Tunisien et la
société AGIP Miner aria.
Le 27 mars 1961, la SITEP a déposé auprès du Service des Mines du Secrétariat d’État à
l’industrie et aux Transport la demande pour l’octroi d’un permis de recherche et de
concessions d ‘exploitations relatives aux zones A, B, C, D et E. Le 4 septembre 1961, le
permis d’El-Borma a été attribué à la SITEP.
Afin d’exécuter la convention, le 3-11-1961, un accord a été passé entre l’État Tunisien,
la Société AGIP MINERARIA et la SITEP. Les travaux de recherches et d’exploitation
de substances minérales du second groupe menés par la SITEP dans les zones couvertes
par le permis de recherche sont assujettis aux dispositions de l’accord régissant ledit
permis, de la convention et du cahier des charges.
L’État Tunisien confère à la SITEP la charge d’exécuter pour son compte toutes les
opérations de recherches, d’exploitation et de développement nécessaires pour réaliser la
production de substances minérales du second groupe.
2) Recherche et découverte
Le gisement d’El-Borma se trouve au Sud-ouest saharien de la Tunisie, dans le
gouvernorat de Tataouine et à la frontière Tuniso-Algérienne. Il s’étend sur 200 Km2
environ dont 160 Km2 en Tunisie.
Les niveaux productifs du champ d’El-Borma sont au nombre de cinq séparés entre eux
par des bancs argileux :
 Niveau « A » qui est le plus étendu et représente 57% des réserves d’huile du
gisement.
 Niveau « B » qui représente environ 20% des réserves.
 Niveau « C+D » qui représentent des réserves comparables à celles de «B »
 Niveau « E » et « F » qui représentent environ 3% des réserves d’huile du gisement.
Depuis sa création en 1961 et jusqu’en 1964, l’activité principale de la SITEP a été la
recherche de gisements d’hydrocarbures dans le sud de la Tunisie.

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Après de longs travaux géologiques et sismiques, le forage de prospection d’El-Borma a
permis de mettre en évidence la présence d’huile. L’exploitation du gisement d’El-Borma
a commencé effectivement en 1966.
Les caractéristiques pétro physiques du réservoir ainsi que les essais de production
réalisés, ont confirmé l’existence d’un important gisement de pétrole et ont pu ainsi
concrétiser les espoirs de l’état Tunisien, de la SITEP et de l’AGIP.
L’exploitation effective du gisement d’El-Borma a commencé en 1966. Après une
décennie de récupération primaire par drainage naturel, la SITEP a entamé en 1975 la
mise en œuvre d’un projet grandiose de récupération assistée par injection d'eau. La
percée d'eau d'injection a entraîné une hydratation graduelle des puits producteurs et il fut
indispensable de recourir progressivement à l'activation de ces derniers par électropompes
submersibles. Le know-how développé au fil des années par les techniciens spécialistes a
fait aujourd’hui de la SITEP une référence dans la technologie de pompage autant pour
les opérateurs locaux que pour les compagnies internationales qui veulent s’introduire
dans le marché tunisien.
Dans une optique d’optimisation de l’outil de production, SITEP a mis en place en 1989
un mode d’activation par Gaz lift pour les puits qui s’y prêtent le mieux. En 1994, elle a
introduit la technique de forage de puits horizontaux et de side-tracking en vue
d’optimiser le drainage des formations à hétérogénéité prononcée et d’augmenter le taux
de récupération global du champ.
Le gisement d’El-Borma est le plus important gisement découvert jusqu’à ce jour en
Tunisie puisque ce champ a produit à lui seul au cours des vingt dernières années 56% de
la production globale en Tunisie.
Le brut produit à El-Borma est de bonne qualité. Il a une densité de 42°API. Il est
commercialisé sous le nom de « ZARZAITINE MÉLANGE », il est apprécié par les pays
consommateurs de pétrole pour sa faible teneur en soufre.
3) Les puits du gisement El Borma:
Avec le temps les puits producteur de brut deviennent de plus en plus non éruptifs à cause
de la diminution de la pression dans le gisement. Face a ce problème, la SITEP a jugée

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nécessaire de trouver des moyens de récupération secondaires. Elle s’ est mise a utiliser
des pompes submersibles au fond des puits pour faire parvenir le pétrole jusqu’ a la
surface (puits en pompages). Il était aussi nécessaire d’utiliser certains puits arrêtes
(qui ont cesse de produire du pétrole en éruptif) pour l’injection de l’eau dans le gisement,
afin de balayer le pétrole résiduel et augmenter la pression au fond des puits producteurs
(puits injecteurs d’eau). De suite, dans une dernière étape, la SITEP a mis on œuvre la
technologie la production de pétrole par injection du gaz (puits gaz lift).

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IV. Structure de la SITEP :
V. La sécurité dans le champ pétrolier d’El Borma:

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Consciente de l’importance du patrimoine qu’elle gère, la SITEP a prévu des installations
fixe et mobile de prévention et de lutte contre l’incendie.
Ces moyens matériels sont gérés par un personnel composé d’une équipe d’intervention,
de surveillance et de la maintenance des installations. Elles sont présentent 24h/24h sur
les lieux pour prévenir les incidents plus tôt que d’intervenir.
Vu le risque permanent d’incendie suite à la présence du gaz et des hydrocarbures, chaque
employé au champ pétrolier d’El Borma doit connaître le règlement de la sécurité. Pour
cela, le service anti-incendie organise périodiquement des simulations de feu et des
interventions réelles pour son extinction afin d’entraîner tout le personnel à ces
manœuvres. J’ai participé à l’une de ces manœuvres et j’ai réussi avec succès l’épreuve
réelle d’extinction de feu.
1) Le mécanisme du feu :
Il y a 3 points caractérisant ce mécanisme :
 Point d’éclair : le moment où le carburant
commence à dégager de la vapeur.
 Point d’inflammation.
 Point d’auto inflammation.
2) Procédé d’extinctiondu feu :
Pour avoir du feu, il faut que 3 éléments soient réunis ensemble constituant ainsi le
triangle de feu
Pour pouvoir éteindre ce feu, il faut éliminer au moins l’un de ces trois composants par
l’un de ces 3 moyens :
 L’étouffement : éliminer le combustible
 Le refroidissement : éliminer l’énergie d’activation
 L’inhibition: bloquer le centre actif du carburant
Il existe 4 types d’extincteurs. Un ou plusieurs sont destinés à une classe de feu bien
précise.
3) Extincteur de feu :
Il y a 4 types d’extincteurs :

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- Extincteur à poudre
- Extincteur à eau pulvérisée
- Extincteur à CO2
- Extincteur à mousse
L’extincteur à mousse utilise un mélange de 6% de produit émulseur avec 94% d’eau.
Au moment où ce mélange entre en contact avec l’oxygène de l’air il développe de la
mousse destinée à l’étouffement du feu.
4) Classificationdu feu :
 Classe A : Feu sec : feu de bois, du carton, etc.
 Classe B : Feu gras : les feux des hydrocarbures.
 Classe C : Feu de gaz et électrique : feu du tableau électrique.
 Classe D : Feu divers : tous les produits chimiques, sodium, etc.
5) Circuit anti-incendie :
Les extincteurs portatifs sont destinés à la 1ére intervention pour les petites
surfaces.
Pour les grandes interventions le service sécurité dispose de grands moyens fixe tel que
des lances et des canons anti-incendie installés au alentour des installations de traitement
des hydrocarbures.
En cas d’insuffisance de ces moyens, la sécurité dispose aussi de moyen mobile tel que
les camions anti-incendie.

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VI. Les installations industrielles dans le champ d’El Borma :
Les puits sont forés dans des différents points du champ, pour véhiculer le liquide
vers la station Centre Huile, il est économiquement plus rentable de regrouper les lignes de
production des puits situés dans une même zone dans une même conduite dite dorsale au
niveau d’une station de collecte dite Satellite.
1) Puits producteurs de brut :
a) Puits éruptif :
Ils sont les puits qui produisent, par éruption naturelle, le pétrole brut.
b) Puits en pompages (lifting) :
Les puits en pompages sont les puits (qui étaient éruptifs) dont la pression est devenue
faible. La SITEP les a, alors, équipés de pompes submersibles appelées pompes de fond.
La pompe submersible de type ‘REDA’ est composée de quatre éléments :
c) Puits producteurs d’eau :
Ils sont des puits qui alimentent la station d’injection d’eau, la station de purification
d’eau (IONIX) et les diverses conduites d’eau industrielle (à utilisation industrielle telle
que lavage bonification etc.
Cette eau provient d’une nappe souterraine située à 700 m de profondeur.

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d) Puits injecteurs d’eau :
Ils sont, souvent, des puits producteurs de pétroles arrêtés (qui ont cessé de produire du
pétrole en éruptif) que SITEP transforme pour les utiliser à injecter de l’eau dans le
gisement. Cette injection d’eau augmente la pression du gisement et balaye le pétrole
résiduel de manière à la pousser vers les puits producteurs.
2) Station d’injectiond’eau :
a) But de l’injection :
L’injection a pour but de maintenir la pression au fond de gisement et balayer l’huile vers
les puits producteurs de brut et accroître d’une manière appréciable finale d’huile, un
procédé de récupération est résulté nécessaire ;
Les études de gisement faites en tenant compte de toutes les implications de caractère
technique et économique ont mené à choisir comme procédé de la récupération
secondaire, l’injection d’eau.
Le programme d’injection d’eau permettra une récupération finale de 45 à 50% de l’huile
en place.
b) Historique de l’injection d’eau :
La réalisation du projet d’injection d’eau est divisée en trois phases.
La première phase avait pour but d’une part d’injecter dans les puits limitant le gaz-cap
afin d’arrêter l’avancement du gaz vers les puits producteurs et d’autre part de servir
comme installation pilote pour tous les renseignements utiles aux études de l’injection
d’eau généralisée.
La deuxième phase consiste à augmenter la capacité d’injection d’eau de la première
phase avec conséquence augmentation de la production d’huile.

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La capacité max du système de traitement et pompage d’eau est de 25000m3/j. La
troisième phase consiste à débiter 25000m3/j pour assurer le débit total nécessaire
pour généraliser l’injection dans tous les niveaux producteurs du gisement d’EL
BORMA
c) Station d’injection d’eau 3éme Phase :
L’eau provenant des puits producteurs se collectent dans un collecteur piqué à l’entrée
d’un réservoir vertical (Q2001) de hauteur de 12m et de capacité de1356m3 et pressurisé
par du gaz naturel. Il sert à stabiliser l’eau et recevoir le recyclage aussi bien des hauts
niveaux des procès que celui de démarrage des pompes WEIR. Au collecteur de sortie du
Q2001 est connectée l’aspiration de cinq pompes centrifuges Booster (P2015A/E) pour
élever la pression à l’ordre de 8kg/cm2. débit unitaire 378m3/h et un prévalence de
7kg/cm2 qui refoulent dans des filtres à sable(M2001A/E) qui comporte cinq couches
filtrantes dont le degré de filtrage maximum est de 2µ et ce, pour éviter le colmatage de
la roche poreuse au niveau gisement dont leurs pores ont un diamètre de 3 à 4µ . La
capacité de chaque filtre est de 5000m3/j et la pression maximale est de 10kg/cm2. Ces
filtres débouchent sur trois réservoirs horizontaux appelés ballon de débit pressurisés par
du gaz pour stabiliser l’eau et assurer un débit constant pour les pompes principales
d’injection WEIR (P2014A/D), ces pompes sont centrifuges à 7 étages, débit 278m3/h et
une pression de refoulement maximale de 250 kg/cm2, entraînée par un moteur électrique
de capacité de 2.6MW et 11000V. Ces pompes refoulent vers les puits injecteurs à une
pression maximale de 160kg/cm2 réglée par une vanne régulatrice FRCV11 placée au
refoulement des pompes.
Remarque
1) Pour éviter le colmatage des filtres à sable un système de lavage est disposé pour
enclencher automatiquement et systématiquement le lavage selon l’heure désiré ou en cas
de haute ∆P.
2) Pour protéger les conduites de corrosion un système d’injection de produit
chimique est effectué quotidiennement avec l’inhibiteur de corrosion et hebdomadaire
pour les bactéricides. Schéma synoptique 3ème PHASE

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Schéma général d’huile de refroidissement et de lubrification :

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3) Réseau de production et stationde traitement d’huile :
1. Les satellites de collecte :
Les puits producteurs de pétrole sont dispersés dans des différentes zones du champ. La
production des puits de chaque zone est acheminée vers des centres de collectes appelés
Satellite.
La production regroupée au niveau de chaque satellite est acheminée par des
conduites de larges diamètres, appelées dorsales, vers un manifold situé à l’entrée du
Centre Huile.
Par suite, il est dérivé vers le séparateur d’eau libre.
2. Le séparateur d’eau libre (WK : Water Knock out) :
Le séparateur d’eau libre est un cylindre horizontal divisé en deux compartiments par un
groupe de chicanes. Le fluide à traiter entre dans le premier compartiment puis il passe à

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travers les chicanes au deuxième compartiment. Ce dernier est suffisamment long et large
pour permettre à l’eau de se décanter par gravité. L’eau est évacuée par une conduite
munie d’une vanne régulatrice mue par un régulateur chargé de maintenir le niveau
d’interface eau huile à une certaine hauteur. L’huile et le gaz, mélangés, sont évacués par
le haut librement vers les batteries de séparateurs triphasiques. L’eau évacuée par le bas
du séparateur est découlé vers le dégazeur d’eau.
Au centre huile, il y a trois séparateurs d’eau libre (dont un réinstallé au satellite S2).
3. Le dégazeur d’eau (WD : Water Degasser) :
Toute l’eau, sortie des équipements du centre huile, passe par le WD puis par le
SKIMMER.
Le dégazeur fonctionne selon le même principe que le séparateur d’eau libre. Le dégazeur
comporte une sortie eau munie d’une vanne régulatrice mue par un régulateur chargé de
maintenir le niveau d’eau à une certaine hauteur et une sortie gaz munie d’une vanne
régulatrice mue par un régulateur chargé de maintenir la pression à l’intérieur de
dégazeur.
4. Les séparateurs tri phasiques :
Le séparateur tri phasique est un cylindre horizontal divisé en trois compartiments par un
groupe de chicanes et une plaque de séparation entre huile et eau. Il comporte trois sorties
munies chacune d’une vanne régulatrice comportant un positionneur et actionnée par un
servomoteur pneumatique.
Le fluide à traiter est stabilisé par le déflecteur et les chicanes dans le premier
compartiment; dans le deuxième compartiment l’eau, plus dense que l’huile, décante en

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bas et est évacuée à travers une vanne régulatrice mue par un régulateur chargé de
maintenir le niveau d’interface eau huile en dessous du bord supérieur de la plaque de
séparation. L’huile anhydre dont le niveau dépasse ce bord passe dans le troisième
compartiment.
Elle est aussi évacuée à travers une vanne régulatrice mue par un régulateur chargé de
maintenir un certain niveau d’huile au-dessus de la génératrice inférieure du séparateur
pour éviter le passage du gaz dans le circuit d’huile. Le gaz, plus léger pupe les liquides
est évacué à travers un extracteur de brouillard qui retient les éventuelles gouttelettes
d’huile par une conduite, branchée au-dessus du séparateur, comportant une vanne
régulatrice mue par un régulateur chargé de maintenir la pression à l’intérieur du
séparateur.
Au centre huile, il y a trois batteries de séparateurs tri phasiques composées chacune de
trois séparateurs en série pouvant ainsi séparer successivement le gaz à trois niveaux de
pression différents.
A la sortie des trois batteries, l’huile est véhiculée vers le dégazeur d’huile.
5. Le dégazeur d’huile (GB3 : Gaz-boot) :
C’est un cylindre vertical de longueur remarquable comportant à l’intérieur des cascades
sous forme d’escaliers. L’huile - sous une pression d’environ 2 bars - descend ces
cascades en se débarrassant des dernières molécules de gaz associé et se rassemble au
fond du dégazeur par où elle est évacuée vers le réservoir de lavage.

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6. Les bacs de lavage d’huile (GB : Gun barrel) :
Le bac de lavage d’huile est un réservoir cylindrique vertical de 1000 m3 de
capacité où entrent à contre courant l’huile à laver par le bas et l’eau propre par le haut.
L’huile cède son sel à l’eau propre et sort librement par le haut. Le débit de l’eau propre
est commandé par une vanne régulatrice mue par un régulateur chargé de maintenir une
certaine valeur de salinité.
7. Le skimmer :
Le skimmer est un grand réservoir en béton divisé en plusieurs compartiments pour
permettre de récupérer les ultimes gouttelettes d’huile contenues dans l’eau avant de la
rejeter dans le désert.
8. Les bacs de stockage
L’huile déshydratée est acheminée vers 3 bacs de stockage. Ces trois bacs de stockage
sont des réservoirs cylindriques verticaux à toit flottant de capacité 15000 m3 et de 36.5
m de diamètre. Lorsque l’un est en production (remplissage), le 2ème est en expédition et
le 3ème en attente. Ils permettent ainsi à l’huile de se décanter pendant au moins 24
heures.
9. L’expédition :
Le pétrole brut sort du bac de stockage en expédition et passe à travers 3 pompes de
pressurisation alimentant les pompes principales d’expédition. Ces dernières élèvent la
pression du brut à 50 bars pour lui permettre d’arriver, à travers un pipeline, à la station

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SP4 située à 114 km d’Elborma. La station SP4 envoie le pétrole brut au port de la
SKHIRA où il est commercialisé.
4) La Centrale Electrique :
La centrale qui se compose de trois turbines FIAT (13.5 Mégawatts chacune), fournit
l’énergie électrique pour tous les Société opérant à EL Borma et surtout aux unités de
production de brut. Chaque turbogénérateur se compose surtout :
- D’un alternateur : Il tourne à 3000tr/min délivrant 11000V.
- D’une turbine : à gaz du type axial à 5 étages d’expansions et muni :
D’un combusteur : chambre de combustion équipée de 6 tubes à flammes Et
d’un compresseur axial à 15 étages de compression
- D’un réducteur de vitesse : c’est une boite d’engrenage jouant le rôle d’un
réducteur de vitesse 4850/3000 [tr /min].
- D’un moteur DIESEL de lancement : Son rôle est de lancer la rotation de la
turbine jusqu'à que cette dernière atteint ça vitesse d’auto suffisance.
- D’un moteur électrique d’entraînement : il assure l’entraînement de la turbine
dans son arrêt par l’intermédiaire de la boite d’engrenage afin d’éviter le
fléchissement de l’arbre de la turbine.
Turbine à gaz

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Distribution de l’énergie électrique de la centrale
VII. Description des différents servicesde la SITEP :
1) Directiondes services généraux :
Cette direction est composée de deux différentes divisions. Elle comporte essentiellement
:
 une division Génie civil et entretien bâtiment (Rattachée à la direction du siège)
 une division des services Généraux (rattachée à la direction de la base) : Elle est
composée de 3 services :
- Service méthodes et gestion des biens patrimoniaux
- Service transport
- Services Génie civil et entretien bâtiment.

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2) Service exploitation(PRODUCTION) :
A. Travaux sur puits :
Après le forage, les agents de la section de wire line font descendre des outils d’analyse
moyennant des câbles électriques « wire line » pour relever les propriétés physiques de la
roche réservoir tels que porosité, densité, radioactivité, et pression. En fonction de ces
paramètres, ils décident de la mise ou non en production du puits. De même s’il s’agit
d’un ancien puits ils décident la nécessité de l’intervention de work over ou non.
Aussi les agents de cette section sont menés de faire un profil sur un tel puit que se soit
un profil statique (au repos) ou un profil dynamique (en production
B. Section pompage (Banc d’essai) :
La section de pompage est responsable de :
- Montage et démontage des unités de pompages
- Faire des diagnostics sur l’état des puits en pompage.
Les unités de pompage sont composées principalement d’un moteur électrique
asynchrone tri phasique couplé en étoile, d’un protecteur, d’un séparateur de gaz ou intake
et d’une ou plusieurs pompes centrifuges a étages multiples, d’un câble électrique (rond
ou rond-plat), d’un panneau de commande et d’un transformateur.

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Unité de pompage
3) Contrôle et mesure :
A. Bureau de jauge :
Les agents dans ce bureau s’intéressent au comportement des puits (par connaissance des
débits de tous les constituants), au calcul des débits du gaz injecté, à la jauge avant et
après expédition.

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B. Laboratoire d’analyse :
Les agents dans laboratoire ont comme tâche essentielle :
- Analyse de l’eau : il est très important de mesurer le taux de fer ainsi et taux de
H2O dans l’eau pour éviter en maximum l’attaque des métaux.
Cette analyse s’effectue à l’aide d’un spectrophotomètre (DR2010) pour un temps
de 3 min.
- Analyse Brut : calcul de la Water cate (WC) : c’est le pourcentage d’eau dans un
volume d’huile, Salinité brut,……
C. Contrôle champs :
Dans cette section on s’occupe du fonctionnement des puits producteurs d’huile
(éruptif /pompage), producteurs d’eau et aussi injecteurs d’eau. On relève périodiquement
la pression et la température de chaque puits et réalisent des essais de production pour
déterminer le débit de chaque puits
Pn s’occupe aussi du fonctionnement des pompes de fond et informe la maintenance de
toutes les anomalies dans le champ.
4) La Divisionde Work Over :
Le work over est un service de forage dont le travaille est les interventions aux puits et
forage de puits
En général le programme d’intervention est comme le suivant :
- Démontage et montage appareil
- Stockage huile bruite
- Présence service sécurité
- Regorgement puits (ouverture des vannes pour évacuer le gaz atténué dans le
puits)
- Contrôler puits
- Observation (30min en approchent une torche, si ok, en contenue)
- Démontage tête de puits et montage hydril (Pour assurer la sécurité pondant
l’intervention)

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- remonté du tubing et unité de pompage
- Appeler opérateur REDA (pour le démontage de pompe)
- Démontage unité de pompage (dans cette phase l’opérateur note sa
description)
- Montage unité de pompage
- Descente unité de pompage (En présence d’un technicien WEATHERFORD
et opérateur REDA pour contrôler le serrage d’attaches câble)
- Appeler sécurité
- Démontage HYDRIL
- Montage tête de puits (s’assure de bien serrage des vannes) - Teste
unité de pompage.
 Si ok, démarrage.
5) La DivisionMaintenace :

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Elle est constituée de plusieurs sections :
A. Lignes aériennes :
 La Section Lignes aériennes et pompes de fond est appelée à travailler jours et
nuits, elle a pour tâches :hhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhhh
L’exploitation et l’entretien du réseau électrique depuis les disjoncteurs des départs
11 KV jusqu’aux puits en pompage et dans les différentes stations, soit environ 110
km de lignes électrique aériennes, 8 portiques de départs et 700 pylônes.
 L’entretien et la maintenance des transformateurs, des tableaux et des boites de
jonctions de 64 puits.
 L’alimentation électrique des nouveaux puits mis en pompage.hhhhhhhhhhhhhh
Les travaux électriques des installations et des réinstallations unités de pompage.
 Tirage câble avec son balisage s’il est Loin de la ligne, réalisation descente
M.T…etc.
 Les tournées de contrôles visuels des lignes aériennes : contrôle fondations ;
isolateurs ; parafoudres, mesure de terre, chaque ligne est contrôlée tous les 3
mois.  Contrôle nocturne des lignes aériennes après les tempêtes de sable pour
détecter d’éventuelles étincelles pour intervenir avant déclenchement et arrêt des

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puits.  Le Contrôle et inspection visuelle des équipements de surface des puits
en pompage.
 L’exploitation et l’entretien du système télémesure.
 La réparation et le contrôle des câbles de fond.
 Les relevées et calculs consommation énergie électrique des sociétés
contractantes.
 Les travaux d’installation et de réinstallation des unités de pompage pour les
autres sociétés tel que ENI; SODEPS ; WIN STAR.
B. Instrumentation :
En instrumentation on s’intéresse à sauvegarder les instruments de mesure et de
régulation en bon fonctionnement par un contrôle direct sur champs, ainsi que leurs rôles
d’exactitude pour régulation.
La régulation a pour ambition de garantir un fonctionnement du procédé conforme à
l’objectif final, en imposant des ajustements suivant des lois d’évolutions choisis par le
concepteur lorsqu’un écart par apport à cet objectif est détecté.
C. Sectionde constructionmécanique :
Essentiellement cette section s’occupe du maintien du réseau de canalisation.
De ce fait cette équipe assure tout ce qui est raccordement, soudure, et piquage.
Aussi les agents d’entretien champs sont responsables de tous travaux de réparation tels
que :
 Fabrication des constructions soudées.
 Installation des pipes et leurs maintenances.
 Fabrication de pièces usinées dans centre d’usinage.
D. Entretien champs :
Essentiellement cette section s’occupe du maintien du réseau de canalisation.
De ce fait cette équipe assure tout ce qui est raccordement, soudure, et piquage.
Aussi les agents d’entretien champs sont responsables de tous travaux de réparation tels
que :

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 Montage nouveau manifold
 Peinture des conduites
 Changement vannes bloquées
 Changement clapets
 Raccord des conduites
 Elimination fuites
 Changement des tronçons dans les conduites.
E. SectionElectricité :
La section électricité a pour rôle la maintenance des installations de basse tension des
équipements des stations de la base d’El Borma : Station centre huile et station de zone
Nord d’injection d’eau :
- Entretien des armoires électriques.
- Entretien des tableaux généraux de basse station.
- Entretien des cellules de mise en service des machines (compresseur, électropompe,
éclairage industriel)
- Entretien des tableaux et des commandes des machines.
F. La section Machines Tournantes :
Tout d’abord un technicien en machines tournantes est appelé à procéder a la
maintenance corrective et préventive, à dominante mécanique, des équipements,
installations, matériels de production traditionnels ou automatisés. Intervenir aussi à partir
d'instructions du supérieur hiérarchique, d'informations de l'utilisateur et de dossiers
techniques machines. Peut intervenir dans d'autres activités telles que l'installation, la
mise en route, l'amélioration et la fiabilité des matériels ou y être associé.
 Conditions générales d'exercice de l'emploi/métier :
L'emploi/métier s'exerce généralement seul, en atelier, et requiert une disponibilité
permanente ainsi que l'observation stricte des règles de sécurité.

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En maintenance corrective, l'activité est souvent soumise à des rythmes et des horaires
d'intervention liés aux impératifs de la production. Les horaires sont généralement
réguliers bien qu'il existe parfois des services d'astreintes, un travail de nuit ou posté.
Le déplacement et la manipulation de charges sont parfois nécessaires.
Pendant mon intégration comme étant un mécanicien sur machine au sein de la
SITEP, j’ai effectué plusieurs travaux sur les machines installées au champ d’EL
BORMA. Parmi ses machines il y a les pompes centrifuges qui sont les plus utilisées dans
les installations industrielles. (Mono étagée et Multi étages)
Il y a aussi les moteurs électriques, les compresseurs d’air et le compresseur à gaz

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a. Les pompes :
Les pompes sont des appareils qui génèrent une différence de pression entre les tubulures
d’entrée et de sortie.
Suivant les conditions d’utilisation, ces machines communiquent au fluide, de l’énergie
potentielle (par accroissement de la pression en aval) soit de l’énergie cinétique par la
mise en mouvement du fluide.
Ainsi, on peut vouloir augmenter le débit (accroissement d’énergie cinétique) ou/et
augmenter la pression (accroissement d’énergie potentielle) pour des fluides gazeux,
liquides, visqueux, très visqueux….C’est pourquoi la diversité des pompes est très
grande.
On distingue deux grandes catégories de pompes :
- Les pompes volumétriques :
Ce sont les pompes à piston, à diaphragme, à noyau plongeur…et les pompes

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rotatives telles que les pompes à vis, à engrenages, à palettes, péristaltiques….Lorsque le
fluide véhiculé est un gaz, ces pompes sont appelées « COMPRESSEURS»
- Les turbopompes :
Elles sont toutes rotatives. Ce sont les pompes centrifuge, à hélice, hélicocentrifuge.
Les domaines d’utilisation de ces deux grandes catégories sont regroupés dans le tableau
ci dessous :
REMARQUE :
On désigne par compresseurs les machines dont la pression de sortie (pression en aval)
est supérieure à la pression atmosphérique, et par pompes à vide les machines dont la
pression de sortie est égal à la pression atmosphérique. Mais la pression en aval, est dans
tous les cas supérieure à la pression en amont.
La chaîne énergétique d’une pompe est représentée par le diagramme :

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Globalement, 60 à 90 % de l’énergie fournie par le moteur est transformée en énergie
mécanique. Cette énergie mécanique ne sera ensuite communiquée au fluide que dans une
proportion de 50 à 80 %.
Les pompes décrites dans la suite sont surtout adaptées aux liquides. En effet, pour les
gaz, les phénomènes thermodynamiques (compressions avec élévation de
température,…) sont prépondérants.
LES POMPES VOLUMETRIQUES :
Un volume 0 V de fluide emprisonné dans un espace donné (le récipient de départ) est
contraint à se déplacer de l’entrée vers la sortie de la pompe par un système mécanique.
Ce volume prélevé dans la conduite d’aspiration engendre une dépression qui fait avancer
le fluide vers la pompe par aspiration. Cet effet confère aux pompes volumétriques d’être
auto-amorçante.
Dans le cas des liquides, la pression d’aspiration ne doit pas s’abaisser en-dessous de la
pression de vapeur saturante sous peine de voir le liquide entrer en ébullition. Ce
phénomène peut d’ailleurs intervenir sur n’importe quelle machine.
On obtient un débit théorique moyen proportionnel à la vitesse de rotation.
Par contre, si le volume aspiré ne peut s’évacuer dans la canalisation de sortie (vanne
fermée, ou canalisation obstruée) l’augmentation de pression aboutirait soit à l’éclatement
de la conduite, soit au blocage du moteur d’entraînement de la pompe. C’est pourquoi une
soupape de sûreté doit être impérativement montée à la sortie de la pompe.
1. Pompe à piston :

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Ces machines ont un fonctionnement alternatif et nécessitent un jeu de soupapes ou de
clapets pour obtenir tantôt l’aspiration du fluide, tantôt le refoulement.
Le principal défaut de cette machine est de donner un débit pulsé et par suite des àcoups
de pression, qu’on peut atténuer grâce à un pot anti-bélier sur la conduite de refoulement.
On peut aussi concevoir une machine mieux équilibrée par association de plusieurs
pistons travaillant avec un déphasage judicieux…
Les pompes à piston sont robustes et ont de bons rendements au-dessus d’une certaine
taille.
Elles peuvent être utilisées comme pompes doseuses, on les trouve d’ailleurs assez
souvent avec des pistons à course réglables.
L’étanchéité de ce type de pompes ne leur permet pas de travailler avec des fluides
possédant des particules solides.
2. Pompes à diaphragme :

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Dans les pompes à diaphragme, appelées aussi pompes à membrane, le fluide n’entre pas
en contact avec les éléments mobiles de la machine. Ces pompes sont donc bien adaptées
au pompage des liquides corrosifs ou/et chargés de particules solides.
3. Pompes à piston plongeur :
Cette machine est un compromis entre la pompe à piston et la pompe à membrane.
Le fluide n’est pas isolé du piston, mais les frottements de celui-ci sont faibles car limités
au niveau du presse-étoupe qui assure l’étanchéité.
Ces pompes sont adaptées à la production de hautes pressions.
4. Pompes à engrenages :
Deux pignons tournent en sens inverse dans un carter. Le fluide situé entre les dents
et la paroi du carter est contraint d’avancer au cours de la rotation, tandis qu’au centre, le
contact permanent entre les deux pignons empêche le retour du fluide vers l’amont malgré
la différence de pression et le déplacement des dents qui se fait en direction de l’entrée.
Ces pompes peuvent fournir un débit de l’ordre de 80 à 100 m3/h et des pressions
maximales de l’ordre de 10 à 15 bars.
Le point faible de ces pompes est l’usure des dents qui se traduit par des fuites.

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5. Pompes à palettes rigides :
C’est le classique « pompe à vide ». Un rotor excentré tourne dans un cylindre fixe. Sur
ce rotor, des palettes, libres de se mouvoir radialement, et poussées par des ressorts
s’appliquent sur la face intérieure du cylindre fixe. Les espaces ainsi délimités varient au
cours de la rotation et créé les dépressions nécessaires au fonctionnement d’une pompe
volumétrique.
Ces pompes conviennent bien aux gaz.
6. Pompes péristaltiques :
Son principe de fonctionnement est plutôt simple : un tuyau souple est écrasé par des
galets, le fluide est alors repoussé sans turbulence, ni cisaillement. Il n’y a pas non plus
de contact entre le fluide et les pompes mécaniques. Son débit est limité à des valeurs de
l’ordre de 60 à 80 m3/h. Par contre, le rendement est de 100 % et elle est la pompe doseuse
par excellence.

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LES TURBO-POMPES :
Les pompes hydrodynamiques sont de construction très simple : en version de base, elles
sont essentiellement constituées d’une pièce en rotation, le rotor appelé aussi roue ou
hélice qui tourne dans un carter appelé corps de pompe. Une certaine vitesse est ainsi
communiquée au fluide.
La différence entre les pompes centrifuge hélico-centrifuge et à hélice porte
essentiellement sur la direction de la vitesse donnée au fluide.

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 ASPIRATION : La pompe étant amorcée (c’est à dire pleine de liquide, cf
ciaprès), la vitesse du fluide qui entre dans la roue augmente, et par conséquent la
pression dans l’ouïe diminue, engendrant ainsi une aspiration et le maintien de
l’amorçage.
 ACCELERATION : La rotation augmente la vitesse du fluide tandis que la force
centrifuge qui le comprime sur la périphérie augmente sa pression.
Les aubes sont le plus souvent incurvées et inclinées vers l’arrière par rapport au sens de
rotation, mais ce n’est pas une obligation.
Dans un même corps de pompe on peut monter des roues différentes en fonction des
caractéristiques du fluide.
 REFOULEMENT : Dans l’élargissement en sortie, qui se comporte comme un
divergent, le liquide perd de la vitesse au profit de l’accroissement de pression : l’énergie
cinétique est convertie en énergie de pression.

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IMPORTANT : On ne peut faire varier la vitesse de la pompe que sur un faible
intervalle, c’est pourquoi, le débit est réglé par une vanne placée sur la conduite de
refoulement, ou un« By-pass » sorte de court-circuit par lequel une partie du fluide sortant
de la pompe est renvoyée vers l’entrée.
 Avantages et inconvénients des turbopompes :
Pour les avantages, ce sont des machines de construction simple, sans clapet ou soupape,
d’utilisation facile et peu coûteuse.
 à caractéristiques égales, elles sont plus compactes que les machines
volumétriques
 leur rendement est souvent meilleur que celui des « volumétriques »
 elles sont adaptées à une très large gamme de liquides
 leur débit est régulier et le fonctionnement silencieux
 en cas de colmatage partiel ou d’obstruction de la conduite de refoulement, la
pompe centrifuge ne subit aucun dommage et l’installation ne risque pas d’éclater.
La pompe se comporte alors comme un agitateur… 
Du côté des inconvénients :
 impossibilité de pomper des liquides trop visqueux
 production d’une pression différentielle peu élevée (de 0,5 à 10 bar)
 elles ne sont pas auto-amorçantes
 à l’arrêt ces pompes ne s’opposent pas à l’écoulement du liquide par gravité (donc,
vannes à prévoir….)
La pompe centrifuge n’est généralement pas auto-amorçante. Quand le corps de pompe
est plein d’air, la pompe centrifuge de conception usuelle ne peut engendrer suffisamment
de pression pour fonctionner. Elle tourne « à vide ».
Les pompes immergées ne posent pas de problème d’amorçage, par contre, si le niveau
du liquide à pomper est plus bas que le corps de pompe, il y a lieu de prévoir un dispositif
d’amorçage.

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Les pompes centrifuges sont les plus utilisées dans le champ d’ELBORMA, et par la suite
il y aura des exemples d’interventions qui expliqueront les différents problèmes eux
pendant mes séjours effectués.
b. Les pompes Booster :
La pompe Booster est une pompe d’alimentation, on peut dire aussi de gavitation dont
son rôle est l’alimentation en brut les pompes d’expédition MP4, 5, 6, 7 et 8 en débit. Le
groupe Booster est composé par un moteur électrique ERCOLE MARELLI spa et d’une
pompe NUOVO PIGNONE.

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La fuite importante de brut au niveau de la garniture mécanique pompe est la panne la
plus fréquente, donc il faut souvent remplacer la garniture. Les causes possibles sont :
 La pompe et le moteur n’ont pas été alignés exactement
 Déséquilibre des pièces rotatives (roue, accouplement)
 Oscillation de l’arbre de la pompe
 Les surfaces de roulements de la garniture mécanique sont usées ou endommagées
 Ou bien une mauvaise installation de la garniture mécanique
NUOVO PIGNONE Centrifugal pumps
Année 1969
Débit m³/h330
Vitesse rpm1450
ERCOLE MARELLI SPA
Année 1969
Puissance 90 KW
Vitesse 1470 rpm
f 50 Hz

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Composition de la garnituremécanique pompe
BOOSTER
Chemise d’arbre
Bague stationnaire en charbon
Bague tournante en carbure
Joint de chemise
Deux bagues en téflon
Coupelle
Vis de fixation
Ressort de rappel
Bride Garniture mécanique
Parmi les pompes Booster installées, j’ai effectué une intervention sur l’EP3 :
Suite fuite importante garniture mécanique pompe
 Révision garniture mécanique pompe  Pièces à remplacer :
- Chemise arbre
- Bague stationnaire
- Bague tournante
- Joint de chemise
- Deux bagues en téflon
- Joint de corps

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 Entretien extérieur de la pompe
 Remontage de la pompe
 Mise en service pour essai => rien à signaler
NB : équipements utilisés
 Grue télescopique
 Un camion
L’accès pour le démontage du groupe motopompe a été difficile, on a été obligé de
modifier la structure du local a fin de faciliter l’accès de la flèche de grue en éliminant
une poutre en profile (I) situé au dessus des 3 électropompes.
Les pompes centrifuges ne peuvent pas s’amorcer toute seules, l’air contenue nécessite
d’être préalablement chassé d’où les bacs de stockage qui son placés en charge sur les 3
pompes pour réaliser cet amorçage par gravité.
Amorçage
par gravité

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c. P2035 :
La pompe P2035 située à la station d’injection d’eau 3éme phase joue pour rôle
d’alimenter le mélangeur avec de l’eau, cette quantité sera mélangée avec l’inhibiteur. Le
produit obtenu sera injecté dans les puits producteur d’eau.
Parmi les défauts vus pour cette pompe la vibration ainsi que le bruit anormal au niveau
du corps et la défaillance de la garniture mécanique.
Ces défauts sont dues à :
- La pompe ou la conduite d’aspiration n’a pas été remplie et purgée suffisamment
- La pompe ne fonctionne pas au point de régime correct
- La pompe et le moteur n’ont pas été alignés exactement
- Les surfaces de roulements de la garniture mécanique sont usées ou endommagées.
Voici un exemple d’intervention sur la P2035A  Problèmes :
Suite fuite garniture mécanique pompe  Diagnostic :
– Démontage pompe : Garniture mécanique
– Bague en charbon stationnaire => Usure importante face frottement
– Orings => Défectueux
– Chemise d’arbre => Partie fonctionnelle corrodée
– Bague en carbure mobile => Présence rayure face frottement  Remèdes :
Pièces à remplacer :

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– Bague en charbon et bague en carbure
– Les orings d’étanchéités
– Chemise d’arbre
– Roulements palier pompe réf : 6212, 3310 SKF
– Joint et corps pompe
- Montage pompe sur skid
- Alignement Pompe - Moteur
d. La pompeWEIR P2014B :
C’est une pompe centrifuge multicellulaire haute pression, sa fonction est l’injection
d’eau (Traitement, dégazage et filtration) dans les puits.
C’est une pompe à 7 étages horizontales et à corps cylindrique (Acier coulé inoxydable)
Elles sont entrainées par des moteurs très puissants vus son poids important.
La couleur bleu est l’indication de la circulation d’eau à l’intérieur de la pompe, l’eau
passe a l’aspiration avec une pression de 5 bars, l’eau passe d’un étage à un autre par
l’intermédiaire des diffuseurs et en même temps la pression augmente jusqu'à elle atteint
au refoulement les 216 bars.

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On constate qu’il y a un piquage venant de la section de refoulement. Le
constructeur a opté ce système pour diminuer la poussée axiale. C’est un système de
maintient de l’axe au centre (Pour avoir un équilibrage dynamique)
e. Les compresseurs :
Selon la figure ci-dessous, le compresseur à un étage se compose :
 d’un cylindre ;
 d’un piston ;
 d'un clapet d’aspiration;
 d'un clapet de refoulement ;
 d'une bielle ;
 d'un volant d'entraînement.
REMARQUE :
- * Le clapet et son siège constituent une soupape. Le clapet est la partie mobile, le
siège la partie fixe. Dans le langage courant, on utilise souvent le mot clapet au lieu de
soupape pour désigner l'ensemble (c'est l'inverse dans le langage automobile).
- Les soupapes sont contenues dans la culasse qu'on appelle plus généralement boîte
à clapets.

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Compresseur de base
1. Compresseurs mono étagé
Fonctionnement
Lorsque le volant tourne, entraîné lui-même par une machine électrique ou thermique, le
piston est animé d’un mouvement alternatif quasi sinusoïdal.
Lorsqu’il descend, la pression dans le cylindre diminue. Dès qu'elle est inférieure
à celle en amont du clapet d’aspiration, celui-ci s'ouvre, laissant l'air entrer à l'intérieur.
(Aspiration)

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Lorsqu’il monte, la pression dans le cylindre augmente. Dès qu'elle dépasse la pression
au-dessus du clapet de refoulement, celui-ci s’ouvre et laisse échapper l’air vers la sortie.
(Échappement)
Ici, les clapets sont actionnés par des différences de pression et non par un arbre à cames
comme dans les moteurs de voiture.
Cycles de compression
Les cycles de compression représentés dans la figure suivante montrent l'évolution de la
pression en fonction des déplacements du piston. Le cycle idéal
Compression : Le piston amorce son mouvement vers les clapets. L'air contenu dans le
cylindre est comprimé, sa pression et sa température augmentent. Cette phase correspond
à l'arc de courbe AB.
Refoulement
Au moment où la pression dans le cylindre atteint la pression P2, le clapet de refoulement
s'ouvre et l'air est évacué vers l’utilisation sous la pression P2, jusqu'au moment ou le
piston atteint la fin de sa course. Cette phase est représentée par la droite BC. Nous
supposons qu'en fin de course le piston vient exactement toucher le bas de la culasse et
donc qu'il n'y a plus d'air dans le cylindre.
Aspiration
Le piston amorce son retour en s'éloignant des clapets. Comme, en théorie, il n'y a pas
d'air résiduel dans le cylindre, on a simultanément et instantanément : fermeture du clapet
de refoulement, chute de la pression de P2 à P1 et ouverture du clapet d'aspiration.
Cette phase est représentée par la droite CD. Ceci fait, de D en A, c'est-à-dire pendant la
totalité de la course du piston, l'air pénètre dans le cylindre. Arrivé en A, le piston amorce
son mouvement de retour, le clapet d'aspiration se ferme et un nouveau cycle commence.

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Cycles de compression
Cycle théorique
En fait : les clapets présentent une certaine résistance à l'ouverture, due aux ressorts de
rappels dont ils sont munis. Leur ouverture ne s'effectue donc que lorsque la pression aval
est légèrement inférieure à la pression amont.
Pour la même raison, la fermeture se fait avec une légère avance. Il s'ensuit que la phase
d'aspiration "DA" s'effectue, pour une pression dans le cylindre légèrement inférieure à
la pression atmosphérique P1 et que la phase de refoulement BC s'effectue pour une
pression dans le cylindre légèrement supérieure à P2.
Par ailleurs, le passage de l'air à travers les clapets crée une légère perte de charge dont
l'effet s'ajoute au précédent.
De plus, contrairement à l'hypothèse précédente, il existe toujours un volume résiduel
appelé "espace mort" entre le piston et la culasse (la distance étant de 0,5 à 1mm). Pour
que le clapet d'aspiration s'ouvre, il faut que le piston redescende suffisamment de façon
que la pression à l'intérieur du cylindre tombe en dessous de la pression en amont.
Le cycle réel
Enfin l'inertie des clapets et l'inertie du gaz en mouvement provoquent des
phénomènes complexes qui font que les pressions ne peuvent varier brutalement et, que
parfois,

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Elles oscillent avant de se stabiliser. Ceci a pour effet de déformer la courbe du cycle
théorique.
2. Compresseur multi étagé
Débit engendré
Il est le même que pour le compresseur mono étagé. Cependant comme nous le verrons,
dans certains cas, il y a parfois lieu de tenir compte de la présence de 2 pistons pour un
seul étage.
Débit de remplissage
C'est le débit calculé à partir du temps mis à remplir une capacité de volume connu, à une
pression définie. La différence avec le débit engendré vient essentiellement des pertes par
les fuites qui ne manquent pas de se produire entre le piston et le cylindre et les purges,
indispensables, que nous étudierons plus loin.
Le résultat doit, en toute rigueur, être affecté de corrections en fonction de la température
et de la pression, voir figure 3. Un compresseur qui, par exemple, absorbe 45 m3 d'air
peut n'en restituer que 30.
A la pression atmosphérique et à 20°C le débit de remplissage s'exprime en m3/heure ou
en litre/minute. C'est l'une des caractéristiques principales d'un compresseur
A la pression atmosphérique, mais à 0°C, la quantité d'air délivrée est exprimée en
Normaux m3. Dans ce cas m3 devra être précédé de la lettre N (Nm3). Production
de chaleur
Comme nous l’avons vu au chapitre précédent, la compression de l’air s’accompagne
toujours d’une forte élévation de température.
Les compresseurs à 3 étages ont des taux de compression plus élevés que ceux qui en ont
4. Chaque étage chauffe donc davantage. Le compresseur étant une machine mécanique,
les différents frottements provoquent aussi des échauffements.
Il existe des craies dont la couleur change avec la température et qui peuvent être
utilisée pour surveiller le fonctionnement d’un compresseur (Craies "Thermo chrome" au
chlorure de cobalt qui sont bleues et virent au noir au-dessus de 200° C).
Production de particules métalliques
Les frottements, métal contre métal, libèrent des particules métalliques.

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Production d'huile
L’utilisation d’un lubrifiant permet de réduire les frottements donc la production de
particules métalliques et de participer au refroidissement des différentes pièces.
Mais, l'addition d'huile dans le circuit d'air du compresseur implique que l'on en retrouve
à la sortie, sous différentes formes : vapeur, aérosol ou liquide. Or l'huile, quelle qu'elle
soit, est toxique. De plus, une certaine partie, en brûlant forme des dépôts de calamine sur
les clapets et les parties les plus chaudes des boîtes à clapets. L'huile est ainsi le principal
polluant dans un compresseur.
Production d'eau
La compression de l'air, surtout suivie d'un refroidissement, provoque la condensation de
la vapeur d'eau qui y est contenue.
Il est bon de rappeler les inconvénients de la présence d'eau dans l'air comprimé :
o L'eau produite étant incompressible, risque de provoquer des dégâts
mécaniques dans le compresseur. Ce n’est pas une pompe hydraulique. o
Détérioration par corrosion des tuyauteries et des volumes de stockage.
o Détérioration des bouteilles par oxydation. L'eau augmente, par catalyse,
l'oxydation de l'acier en modifiant les règles électrochimiques de surface. De
plus, bien que distillée, elle est légèrement acide ; elle contient des impuretés
(SO2, NO2, CO2) qui ont une action d'acidification de l'eau par création des
acides correspondants (H2SO4, H2NO3…) Elle a ainsi un effet oxydant
néfaste si elle se retrouve dans les bouteilles de plongée.
o Pertes de charge supplémentaires. o Risque de gel et d'obstruction des
tuyaux, par temps froid. o Gel par combinaison détente/froid, dans les
détendeurs de plongée.
La quantité d'eau qui s'élimine par condensation dépend de l'humidité relative de
l'air prélevé. Celle-ci peut aller de 40 à 100%. Elle dépend aussi du taux de compression
et du refroidissement. La quantité d'eau produite est inversement proportionnelle à la
température en Kelvin.

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Les condensats
L'eau, l'huile, les poussières forment une émulsion de couleur laiteuse qu'on appelle
condensats. On les retrouve après les différents étages et il est nécessaire de les éliminer.
f. Le Compresseur à gaz NUOVO PIGNONE :
Le compresseur est un appareil qui sert à comprimer le gaz à une pression voulue. Il est
généralement composé d’un moteur d’entrainement accouplé d’un assemblage de
plusieurs organes permettant l’exécution de la compression du gaz.
Le compresseur à gaz utilisé dans la station est en réalité un compresseur à piston
comme il l’indique la figure ci-dessous

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Le gaz traite arrive de la station STEG a une pression de 60Bars, il passe directement
dans des Gaz Scrubber pour extraire les impuretés et les molécules de gazoline en
suspension avant d’entrer au compresseur a piston (le gaz comprime devrait être sec afin
d’éviter la détérioration du cylindre et du piston ainsi les garnitures).
A la sortie du compresseur la pression sera de l’ordre de 110Bars et la T°C aux alentours
de 140°C, pour le refroidir, un aéro est installe sur la ligne de refoulement du compresseur.
Apres refroidissement, le gaz passera dans un gaz scrubber avant d’êtres achemine vers
les puits.
Pendant mon intégration au sein de la SITEP, il y avait beaucoup de problèmes dans cette
station tels que la présence des impuretés au niveau du filtre d’aspiration compresseur,

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cela nous a poussé à remplacer chaque instant le filtre d’aspiration. Ce problème a été
résolu par le montage d’un by-pass sur circuit aspiration pour éviter l’arrêt du
compresseur. Aussi la fuite excessive d’huile bâti ainsi que le gaz au niveau des clapets
(aspiration et refoulement) et la norme espace mort. Il y a aussi beaucoup d’autres
problèmes tels que :
 Compresseur ne débite pas :
 Diagnostic :
Localisation de la panne qui se trouve au niveau d’accouplement élastique entre moteur et
l’attelage mobile (Accouplement élastique détruite).On a procéder au changement de
l’accouplement
 Remèdes :
- Démontage de l’accouplement détruit
- Montage du nouvel accouplement
- Mise en service du compresseur C2 => Rien à signaler
 Fuite au niveau du clapet refoulement compresseur C1 :  on
a procéder au démontage
Constatation :
- Fissure au niveau des lamelles
- Réparation (Récupération du clapet) et montage
 Suite Chute de pressionrefoulement du compresseur C1, on a procéder
au démontage
Constatation :
- Lamelles détruits
- Réparation (Récupération du clapet)
- Mise en service => Rien à signaler
 Chute de pressionhuile bâti :
 Diagnostic :
- Démontage soupape sureté pression huile bâti
- Défectueux Orings

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- Usure piston et traces usure bille (ø piston)
 Remèdes :
- Remplacement jeu orings, piston et bille de soupape
- Mise du compresseur en service et contrôle paramètres compresseur (Rien à
signaler)
 Fuite énorme gaz au niveau norme espace mort
 Diagnostic :
- Démontage ensemble espace mort
- Défectueux garniture étanchéité  Remèdes :
- Remplacement ensemble des joints de garnitures
- Montage ensemble et contrôle étanchéité avec assistance agent sécurité après
ouverture norme aspiration gaz compresseur
- Mise en service et essai concluant
 Suite démarrage compresseur pour mettre unité en service, on a constaté
une non rotation du volant compresseur (Moteur électrique fonctionne,
tourne seul)
 Diagnostic :
- Démontage cache accouplement
- Démontage accouplement élastique moteur compresseur
- Accouplement défectueux  Remèdes :
- Contrôle alignement
- Remplacement accouplement
- Mise en service compresseur
 Suite élévation température au niveau clapets aspiration => Arrêt
compresseur
 Diagnostic :
- Démontage clapet aspiration

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- Cassure des lamelles et doigt système de décompression  Remèdes :
- Récupération ancien lamelles et polissage de cette dernières
- Assemblage clapet aspiration et essai étanchéité => Rien à signaler
- Montage clapet
- Mise en service compresseur
 Pompette de sécurité endommagée
 Diagnostic :
- Chute de pression au niveau du pompette (Déclanchement compresseur) 
Remèdes :
- Remplacement pompette de sécurité compresseur
- Mise en marche => Rien à signaler
 Suite fuite énorme d’huile bâtie
 Remèdes :
- Remplacement joint à lèvres pompe à huile principale
- Renouvellement joints des différentes portes de visite compresseur
- Visite 4000 heures
- Vidange et renouvellement huile bâti
- Remplacement cartouche filtre à huile
- Nettoyage fond bâti
- Inspection et contrôle attelage mobile
- Révision ensemble espace mort
- Contrôle attelage mobile : Jeu axiale et radiale de la bielle à l’aide d’un
comparateur
 Electropompe circulationd’eau EM4 => Démontage pompe
 Diagnostic :
- Portée garniture mécanique corrodée
- Usure bague charbon garniture mécanique

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- Roulements palier pompe => Usure excessive chemin des billes  Remèdes :
- Confection axe pompe (atelier construction mécanique)
- Remplacement garniture mécanique
- Remplacement roulements pompe
- Entretient extérieur pompe
- Remontage de la pompe
- Mise en service => Rien a signalé
 Soupape de régulationpressiond’huile bâti, remplacement de
- Piston
- Oing
- Joint
- Bille de la soupape
- Ressort
- Mise en service du compresseur C2 => rien à signaler
OPERATION DE SLICKLINE:
Utilisé pour placer et récupérer l'équipement de puits de forage, tels que les bouchons, les
jauges et les vannes, les slicklines sont des câbles non électriques à simple brin descendus
dans des puits de pétrole et de gaz à partir de la surface. Les slicklines peuvent également
être utilisés pour ajuster les vannes et les manchons situés au fond de puits, ainsi que pour
réparer les tubes dans le puits de forage.
Enroulé autour d'un tambour à l'arrière d'un camion, le slickline est soulevé et abaissé
dans le puits en enroulant hydrauliquement le fil.
La ligne tressée peut contenir un noyau interne de fils isolés qui fournit de l'énergie à
l'équipement situé à l'extrémité du câble, normalement appelée ligne électrique, et fournit
une voie de télémétrie électrique pour la communication entre la surface et l'équipement
et l'extrémité du câble.

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D'un autre côté, les câbles sont des câbles électriques qui transmettent des données sur le
puits. Composé de torons simples ou de torons multiples, le câble métallique est utilisé à
la fois pour l'intervention sur puits et pour les opérations d'évaluation de la formation. En
d'autres termes, les lignes filaires sont utilisées pour la collecte de données sur le puits
dans les activités de journalisation, ainsi que dans les travaux de reconditionnement qui
nécessitent la transmission de données.
On a assisté à une opération de slickline sur le puits EB34 pendant une semaine à partir
de 27 octobre 2017.
L’opération slickline consiste à :
1. Drift run
2. LIB
3. Blaned Box
4. Collar stop
5. Swabbing

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Le détail de l’opération slickline se résume dans le tableau ci-dessous :
27-oct-17
07 :40 Start rig up,PCE and swabbing package
07 :55 Rig up 4 section lubricators,made up 7/32 “ braided line socket and
pull test up to 4000 psi good test
Connect 1.7” gauge cutter take zero at TH flange,open the well
WHP=0 psi
08 :00 RIH With 1.7 ‘’ gauge cutter
Pick up weight ever 500m. Tag
at 2331m TH
10 :00 POOH
At surface , removed the gauge cutter,connect 1.6 LIB
09 :30 RIH With 1.6 ‘’ LIB to get impression of the obstruction
At 2300 PW=920 LBS SW=880 LBS
9:30 Tagged at 2331m THF jarred down 1 time
10 :00 POOH
10 :20 At surface,removed the LIB,connect 1.9’’ gauge cutter

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10 :30 RIH with 1.9’’ GC to tag SSD for depth correlation
10 :55 Tagged at 2301m THF
11 :00 POOH
11 :30 At surface, removed the gauge cutter,connect 1.76’’ blind box
13 :45 RIH with 1.76’’ blin box
Tag at 2331m TH, jarred down 30 times
14:10 POOH
14:40 At surface
15:00 RIH with 2.3/8’’ f collar stop
15:15 Set F collar stop at 2245m THF
15:20 POOH
16:00 At surface
16:10 Connect 2.3/8’’ swabbing mandrel with 2 cups
16:20 Strat RIH with swabbing cups
Initial fluid level Final fluid level QTY fluid
recovered
Nature of fluid
1150 1400 140 Water
1250 1600 80 Water
1300 1550 170 Water
18:00 left well site
28-oct-17
07:00 At well site WHP=0
07:40 Resume swabbing
operation
recovered
Nature of fluid
1250 1600 240 Water + oil
1350 1750 150 Water + oil
1500 1900 120 Water oil
1650 2000 170 Water oil
1650 2050 200 Water oil
1800 2100 250 Water oil
1800 2200 200 Water oil
2080 2200 70 Water oil
17:00 Laid down lubricator

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29-oct-17
07:00 At well site,WHP= 10kg/cm²
08:15 Open the well to the flair line
08:35 Start swabbing
recovered
Nature of fluid
1350 1800 530 oil
1800 2200 300 Oil
1900 2200 250 90% water
1650 2000 170 Water oil
12:00 Wait and monitor the pressure
13:00 Resume swabbing
Initial fluid level Final fluid QTY fluid
recovered
Nature of fluid
1900 2200 190 30% water oil
1950 2200 130 Oil
30-oct-17
7:00 WHP= 10kg/cm²
recovered
Nature of fluid
1400 1900 350 Oil gas
1600 2000 350 Oil gas
1850 2100 350 Oil gas
1900 2200 250 Water oil gas
31-oct-17
7:00 WHP=13kg/cm²
recovered
Nature of fluid
1200 1700 400 Oil gas
1600 2000 200 Oil gas
1800 2200 240 Oil gas
01-nvb-17
7:00 WHP=15kg/cm²

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recovered
Nature of fluid
1200 1700 480 Oil gas
1500 2000 490 Oil gas
1850 2200 200 Oil gas water
02-nvb-17
7:00 WHP=23kg/cm²
recovered
Nature of fluid
1150 1500 400 Oil gas
1400 2000 500 Oil gas
1800 2200 400 Oil gas water
14:00 Rig down equipment for demobilization
03-Nvb-17
Crew and equipment demob
VIII. CONCLUSION :
Dans le champ d’Elborma, il y a plusieurs applications faisant appel à des
technologies modernes et développées. La formation théorique donnée à C.S.F bâtiment
et forage à Gabès ne peut constituer un apport complet et bénéfique pour les futurs

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techniciens supérieurs que lorsqu’elle est appuyée par des stages d‘intégration auprès des
sociétés spécialisées telle que la SITEP.
Ce stage m’a été d’une grande utilité car il m’a offert un vrai contact avec la vie
professionnel, une occasion de découverte de nouvelles technologies et invention dans le
domaine pétrolier ainsi que d’enrichir mes connaissances techniques et pratiques et
d’élargir mon expérience.

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