Le principal dangers aériens dans l'industrie minière comprennent plusieurs types de particules, des gaz d'origine naturelle, les gaz d'échappement des moteurs et certaines vapeurs chimiques ; le principal dangers physiques sont le bruit, les vibrations segmentaires, la chaleur, les changements de pression barométrique et les rayonnements ionisants. Ceux-ci se produisent dans des combinaisons variables en fonction de la mine ou de la carrière, de sa profondeur, de la composition du minerai et de la roche environnante et de la ou des méthodes d'extraction. Parmi certains groupes de mineurs qui vivent ensemble dans des endroits isolés, il existe également un risque de transmission de certaines maladies infectieuses telles que la tuberculose, l'hépatite (B et E) et le virus de l'immunodéficience humaine (VIH). L'exposition des mineurs varie selon le travail, sa proximité avec la source des dangers et l'efficacité des méthodes de contrôle des dangers.

Dangers des particules en suspension dans l'air

Silice cristalline libre est le composé le plus abondant dans la croûte terrestre et, par conséquent, est la poussière en suspension dans l'air la plus courante à laquelle les mineurs et les carrières sont confrontés. La silice libre est du dioxyde de silicium qui n'est chimiquement lié à aucun autre composé comme un silicate. La forme la plus courante de silice est le quartz, bien qu'elle puisse également apparaître sous forme de trydimite ou de christobalite. Des particules respirables se forment chaque fois que la roche contenant de la silice est forée, dynamitée, concassée ou autrement pulvérisée en fines particules. La quantité de silice dans différentes espèces de roche varie mais n'est pas un indicateur fiable de la quantité de poussière de silice respirable pouvant être trouvée dans un échantillon d'air. Il n'est pas rare, par exemple, de trouver 30 % de silice libre dans une roche mais 10 % dans un échantillon d'air, et inversement. Le grès peut contenir jusqu'à 100% de silice, le granit jusqu'à 40%, l'ardoise, 30%, avec des proportions moindres dans d'autres minéraux. L'exposition peut se produire dans toute exploitation minière, à ciel ouvert ou souterraine, où de la silice se trouve dans les morts-terrains d'une mine à ciel ouvert ou dans le plafond, le sol ou le gisement de minerai d'une mine souterraine. La silice peut être dispersée par le vent, par la circulation automobile ou par des engins de terrassement.

Avec une exposition suffisante, la silice peut provoquer la silicose, une pneumoconiose typique qui se développe insidieusement après des années d'exposition. Une exposition exceptionnellement élevée peut provoquer une silicose aiguë ou accélérée en quelques mois, avec une déficience significative ou la mort survenant en quelques années. L'exposition à la silice est également associée à un risque accru de tuberculose, de cancer du poumon et de certaines maladies auto-immunes, notamment la sclérodermie, le lupus érythémateux disséminé et la polyarthrite rhumatoïde. La poussière de silice fraîchement fracturée semble être plus réactive et plus dangereuse que la poussière ancienne ou périmée. Cela peut être une conséquence d'une charge de surface relativement plus élevée sur des particules fraîchement formées.

Les processus les plus courants qui produisent de la poussière de silice respirable dans les mines et les carrières sont le forage, le dynamitage et la coupe de roche contenant de la silice. La plupart des trous forés pour le dynamitage sont effectués avec une perceuse à percussion pneumatique montée sur un tracteur à chenilles. Le trou est fait avec une combinaison de rotation, d'impact et de poussée du foret. Au fur et à mesure que le trou s'approfondit, des tiges de forage en acier sont ajoutées pour connecter le foret à la source d'alimentation. L'air alimente non seulement le forage, mais souffle également les copeaux et la poussière hors du trou qui, s'ils ne sont pas contrôlés, injectent de grandes quantités de poussière dans l'environnement. Le marteau-piqueur ou la perceuse à plomb à main fonctionne sur le même principe mais à plus petite échelle. Cet appareil transmet une quantité importante de vibrations à l'opérateur et avec elles, des risques de vibration au doigt blanc. Des doigts blancs vibrants ont été trouvés chez des mineurs en Inde, au Japon, au Canada et ailleurs. La perceuse à chenilles et le marteau-piqueur sont également utilisés dans les projets de construction où la roche doit être forée ou brisée pour faire une autoroute, pour briser la roche pour une fondation, pour des travaux de réparation de routes et à d'autres fins.

Des contrôles de la poussière pour ces exercices ont été développés et sont efficaces. Un brouillard d'eau, parfois avec un détergent, est injecté dans l'air soufflé, ce qui aide les particules de poussière à fusionner et à se détacher. Trop d'eau entraîne la formation d'un pont ou d'un collier entre l'acier de forage et le côté du trou. Ceux-ci doivent souvent être cassés pour retirer le mors; trop peu d'eau est inefficace. Les problèmes avec ce type de contrôle comprennent la réduction du taux de forage, le manque d'approvisionnement en eau fiable et le déplacement d'huile entraînant une usure accrue des pièces lubrifiées.

L'autre type de contrôle de la poussière sur les perceuses est un type de ventilation par aspiration locale. Le flux d'air inversé à travers l'acier de forage retire une partie de la poussière et un collier autour du foret avec des conduits et un ventilateur pour éliminer la poussière. Ceux-ci fonctionnent mieux que les systèmes humides décrits ci-dessus : les forets durent plus longtemps et la vitesse de forage est plus élevée. Cependant, ces méthodes sont plus coûteuses et nécessitent plus de maintenance.

D'autres commandes qui offrent une protection sont les cabines avec alimentation en air filtré et éventuellement climatisée pour les opérateurs de forage, les opérateurs de bulldozer et les conducteurs de véhicules. Le respirateur approprié, correctement ajusté, peut être utilisé pour la protection des travailleurs comme solution temporaire ou si tous les autres s'avèrent inefficaces.

L'exposition à la silice se produit également dans les carrières de pierre qui doivent couper la pierre à des dimensions spécifiées. La méthode contemporaine la plus courante pour tailler la pierre consiste à utiliser un brûleur à canal alimenté au diesel et à l'air comprimé. Il en résulte des particules de silice. Le problème le plus important avec les brûleurs à canal est le bruit : lorsque le brûleur est allumé pour la première fois et lorsqu'il sort d'une coupure, le niveau sonore peut dépasser 120 dBA. Même lorsqu'il est immergé dans une coupure, le bruit est d'environ 115 dBA. Une autre méthode de taille de pierre consiste à utiliser de l'eau à très haute pression.

Souvent attaché à ou à proximité d'une carrière de pierre se trouve un moulin où les pièces sont sculptées en un produit plus fini. À moins qu'il n'y ait une très bonne ventilation par aspiration locale, l'exposition à la silice peut être élevée car des outils à main vibrants et rotatifs sont utilisés pour façonner la pierre dans la forme souhaitée.

Poussière de mine de charbon respirable est un danger dans les mines de charbon souterraines et à ciel ouvert et dans les installations de traitement du charbon. Il s'agit d'une poussière mixte, composée principalement de charbon, mais peut également inclure de la silice, de l'argile, du calcaire et d'autres poussières minérales. La composition de la poussière des mines de charbon varie selon le filon de charbon, la composition des strates environnantes et les méthodes d'extraction. La poussière des mines de charbon est générée par le dynamitage, le forage, la coupe et le transport du charbon.

Plus de poussière est générée avec l'exploitation minière mécanisée qu'avec les méthodes manuelles, et certaines méthodes d'exploitation minière mécanisée produisent plus de poussière que d'autres. Les machines de coupe qui enlèvent le charbon avec des tambours rotatifs garnis de pics sont les principales sources de poussière dans les opérations minières mécanisées. Il s'agit notamment des mineurs dits continus et des machines d'exploitation minière à longue taille. Les machines d'exploitation minière à longue taille produisent généralement de plus grandes quantités de poussière que les autres méthodes d'exploitation minière. La dispersion de la poussière peut également se produire avec le mouvement des boucliers dans l'exploitation minière à longue taille et avec le transfert du charbon d'un véhicule ou d'un tapis roulant vers d'autres moyens de transport.

La poussière des mines de charbon provoque la pneumoconiose des travailleurs du charbon (CWP) et contribue à l'apparition de maladies chroniques des voies respiratoires telles que la bronchite chronique et l'emphysème. Le charbon de rang élevé (par exemple, à forte teneur en carbone comme l'anthracite) est associé à un risque plus élevé de CWP. Il existe également des réactions de type rhumatoïde à la poussière des mines de charbon.

La génération de poussière de mine de charbon peut être réduite par des changements dans les techniques de coupe du charbon et sa dispersion peut être contrôlée grâce à l'utilisation d'une ventilation adéquate et de pulvérisations d'eau. Si la vitesse de rotation des tambours de coupe est réduite et que la vitesse de déplacement (la vitesse à laquelle le tambour avance dans le filon de charbon) est augmentée, la génération de poussière peut être réduite sans perte de productivité. Dans l'exploitation minière à longue taille, la génération de poussière peut être réduite en coupant le charbon en un seul passage (plutôt qu'en deux) sur le front de taille et en reculant sans couper ou par une coupe de nettoyage. La dispersion de la poussière sur les sections de longue taille peut être réduite avec une exploitation minière homotrope (c.-à-d. le convoyeur à chaîne au front, la tête de coupe et l'air se déplaçant tous dans la même direction). Une nouvelle méthode de coupe du charbon, utilisant une tête de coupe excentrique qui coupe en continu perpendiculairement au grain d'un gisement, semble générer moins de poussière que la tête de coupe circulaire conventionnelle.

Une ventilation mécanique adéquate circulant d'abord sur une équipe minière, puis vers et à travers le front de taille peut réduire l'exposition. La ventilation locale auxiliaire au front de taille, à l'aide d'un ventilateur avec conduits et épurateur, peut également réduire l'exposition en fournissant une ventilation par aspiration locale.

Des jets d'eau, stratégiquement placés près de la tête de coupe et éloignant la poussière du mineur et vers le front, contribuent également à réduire l'exposition. Les tensioactifs offrent certains avantages en réduisant la concentration de poussière de charbon.

Exposition à l'amiante se produit chez les mineurs d'amiante et dans d'autres mines où l'amiante se trouve dans le minerai. Chez les mineurs du monde entier, l'exposition à l'amiante a augmenté le risque de cancer du poumon et de mésothéliome. Il a également augmenté le risque d'asbestose (une autre pneumoconiose) et de maladie des voies respiratoires.

Échappement du moteur diesel est un mélange complexe de gaz, de vapeurs et de particules. Les gaz les plus dangereux sont le monoxyde de carbone, l'oxyde d'azote, le dioxyde d'azote et le dioxyde de soufre. Il existe de nombreux composés organiques volatils (COV), tels que les aldéhydes et les hydrocarbures imbrûlés, les hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP) et les composés nitro-HAP (N-HAP). Les composés HAP et N-HAP sont également adsorbés sur les particules de diesel. Les oxydes d'azote, le dioxyde de soufre et les aldéhydes sont tous des irritants respiratoires aigus. De nombreux composés HAP et N-HAP sont cancérigènes.

Les matières particulaires diesel sont constituées de particules de carbone de petit diamètre (1 mm de diamètre) qui sont condensées à partir des gaz d'échappement et s'agrègent souvent dans l'air en touffes ou en chapelets. Ces particules sont toutes respirables. Les particules de diesel et autres particules de taille similaire sont cancérigènes chez les animaux de laboratoire et semblent augmenter le risque de cancer du poumon chez les travailleurs exposés à des concentrations supérieures à environ 0.1 mg/m³. Les mineurs des mines souterraines sont exposés à des particules de diesel à des niveaux nettement plus élevés. Le Centre international de recherche sur le cancer (CIRC) considère les particules de diesel comme un cancérogène probable.

La génération d'échappement diesel peut être réduite par la conception du moteur et avec un carburant de haute qualité, propre et à faible teneur en soufre. Les moteurs déclassés et les carburants à faible indice de cétane et à faible teneur en soufre produisent moins de particules. L'utilisation de carburant à faible teneur en soufre réduit la génération de SO₂ et de matière particulaire. Les filtres sont efficaces et réalisables et peuvent éliminer plus de 90 % des particules de diesel du flux d'échappement. Les filtres sont disponibles pour les moteurs sans épurateurs et pour les moteurs avec épurateurs à eau ou à sec. Le monoxyde de carbone peut être considérablement réduit avec un convertisseur catalytique. Les oxydes d'azote se forment chaque fois que l'azote et l'oxygène sont dans des conditions de pression et de température élevées (c'est-à-dire à l'intérieur du cylindre diesel) et, par conséquent, ils sont plus difficiles à éliminer.

La concentration de particules de diesel dispersées peut être réduite dans une mine souterraine par une ventilation mécanique adéquate et des restrictions sur l'utilisation d'équipement diesel. Tout véhicule à moteur diesel ou autre machine nécessitera un minimum de ventilation pour diluer et éliminer les produits d'échappement. La quantité de ventilation dépend de la taille du moteur et de ses utilisations. Si plus d'une pièce d'équipement alimentée au diesel fonctionne dans un même circuit d'air, la ventilation devra être augmentée pour diluer et éliminer les gaz d'échappement.

L'équipement alimenté au diesel peut augmenter le risque d'incendie ou d'explosion car il émet un échappement chaud, avec des flammes et des étincelles, et ses températures de surface élevées peuvent enflammer toute accumulation de poussière de charbon ou d'autres matériaux combustibles. La température de surface des moteurs diesel doit être maintenue en dessous de 305 ° F (150 ° C) dans les mines de charbon afin d'empêcher la combustion du charbon. La flamme et les étincelles de l'échappement peuvent être contrôlées par un épurateur pour empêcher l'inflammation de la poussière de charbon et du méthane.

Gaz et vapeurs

Le tableau 1 énumère les gaz couramment trouvés dans les mines. Les gaz naturels les plus importants sont méthane ainsi que Sulfure d'hydrogène dans les mines de charbon et le radon dans l'uranium et d'autres mines. Une carence en oxygène est possible dans les deux cas. Le méthane est combustible. La plupart des explosions dans les mines de charbon résultent d'inflammations de méthane et sont souvent suivies d'explosions plus violentes causées par de la poussière de charbon qui a été mise en suspension par le choc de l'explosion d'origine. Tout au long de l'histoire de l'extraction du charbon, les incendies et les explosions ont été la principale cause de décès de milliers de mineurs. Le risque d'explosion peut être réduit en diluant le méthane en dessous de sa limite inférieure d'explosivité et en interdisant les sources potentielles d'inflammation dans les zones frontales, où la concentration est généralement la plus élevée. Le saupoudrage des nervures (mur), du sol et du plafond de la mine avec du calcaire incombustible (ou une autre poussière de roche incombustible sans silice) aide à prévenir les explosions de poussière ; si la poussière en suspension par le choc d'une explosion de méthane n'est pas combustible, une explosion secondaire ne se produira pas.

Tableau 1. Noms usuels et effets sur la santé des gaz dangereux présents dans les mines de charbon

Le radon est un gaz radioactif naturel qui a été trouvé dans les mines d'uranium, les mines d'étain et certaines autres mines. Il n'a pas été trouvé dans les mines de charbon. Le principal danger associé au radon est qu'il est une source de rayonnement ionisant, qui est discuté ci-dessous.

D'autres dangers gazeux comprennent les irritants respiratoires trouvés dans les gaz d'échappement des moteurs diesel et les sous-produits de dynamitage. Monoxyde de carbone se trouve non seulement dans les gaz d'échappement des moteurs, mais aussi à la suite d'incendies de mines. Lors d'incendies de mines, le CO peut non seulement atteindre des concentrations mortelles, mais aussi devenir un danger d'explosion.

Oxydes d'azote (Je n'ai pas_x), principalement NON et NON₂, sont formés par les moteurs diesel et comme sous-produit du dynamitage. Dans les moteurs, NON_x sont formés en tant que sous-produit inhérent de la mise en air, dont 79% est de l'azote et 20% de l'oxygène, dans des conditions de température et de pression élevées, les conditions mêmes nécessaires au fonctionnement d'un moteur diesel. La production de NON_x peut être réduite dans une certaine mesure en gardant le moteur aussi froid que possible et en augmentant la ventilation pour diluer et éliminer les gaz d'échappement.

NON_x est également un sous-produit de dynamitage. Pendant le dynamitage, les mineurs sont retirés d'une zone où le dynamitage aura lieu. La pratique conventionnelle pour éviter une exposition excessive aux oxydes d'azote, à la poussière et aux autres résultats du dynamitage consiste à attendre que la ventilation de la mine élimine une quantité suffisante de sous-produits de dynamitage de la mine avant de réintégrer la zone dans une voie d'admission d'air.

Manque d'oxygène peut se produire de plusieurs façons. L'oxygène peut être déplacé par un autre gaz, tel que le méthane, ou il peut être consommé soit par combustion soit par des microbes dans un espace d'air sans ventilation.

Il existe une variété d'autres dangers aéroportés auxquels des groupes particuliers de mineurs sont exposés. L'exposition aux vapeurs de mercure, et donc le risque d'empoisonnement au mercure, est un danger chez les mineurs d'or et les meuniers et parmi les mineurs de mercure. L'exposition à l'arsenic et le risque de cancer du poumon se produisent chez les mineurs d'or et les mineurs de plomb. L'exposition au nickel, et donc au risque de cancer du poumon et d'allergies cutanées, se produit chez les mineurs de nickel.

Certains plastiques trouvent également une utilisation dans les mines. Ceux-ci inclus urée-formaldéhyde ainsi que mousses de polyuréthane, qui sont tous deux des plastiques fabriqués sur place. Ils sont utilisés pour boucher les trous et améliorer la ventilation et pour fournir un meilleur ancrage pour les supports de toit. Le formaldéhyde et les isocyanates, deux matières premières de ces deux mousses, sont des irritants respiratoires et peuvent tous deux provoquer une sensibilisation allergique, ce qui rend presque impossible pour les mineurs sensibilisés de travailler autour de l'un ou l'autre des ingrédients. Le formaldéhyde est un cancérigène humain (IARC Groupe 1).

Dangers physiques

Bruit est omniprésent dans l'exploitation minière. Il est généré par des machines puissantes, des ventilateurs, le dynamitage et le transport du minerai. La mine souterraine a généralement un espace limité et crée ainsi un champ réverbérant. L'exposition au bruit est plus importante que si les mêmes sources se trouvaient dans un environnement plus ouvert.

L'exposition au bruit peut être réduite en utilisant des moyens conventionnels de contrôle du bruit sur les machines minières. Les transmissions peuvent être silencieuses, les moteurs peuvent être mieux étouffés et les machines hydrauliques peuvent également être silencieuses. Les goulottes peuvent être isolées ou revêtues de matériaux insonorisants. Des protecteurs auditifs combinés à des tests audiométriques réguliers sont souvent nécessaires pour préserver l'ouïe des mineurs.

Rayonnement ionisant est un danger dans l'industrie minière. Le radon peut être libéré de la pierre lors de son détachement par dynamitage, mais il peut également pénétrer dans une mine par des cours d'eau souterrains. C'est un gaz et donc il est en suspension dans l'air. Le radon et ses produits de désintégration émettent des rayonnements ionisants, dont certains ont suffisamment d'énergie pour produire des cellules cancéreuses dans les poumons. En conséquence, les taux de mortalité par cancer du poumon chez les mineurs d'uranium sont élevés. Pour les mineurs qui fument, le taux de mortalité est beaucoup plus élevé.

Moocall Heat est un danger pour les mineurs souterrains et à ciel ouvert. Dans les mines souterraines, la principale source de chaleur provient de la roche elle-même. La température de la roche augmente d'environ 1 °C tous les 100 m de profondeur. D'autres sources de stress thermique comprennent la quantité d'activité physique des travailleurs, la quantité d'air en circulation, la température et l'humidité de l'air ambiant et la chaleur générée par l'équipement minier, principalement l'équipement à moteur diesel. Les mines très profondes (plus de 1,000 40 m de profondeur) peuvent poser des problèmes thermiques importants, la température des nervures étant d'environ XNUMX °C. Pour les travailleurs de surface, l'activité physique, la proximité de moteurs chauds, la température de l'air, l'humidité et l'ensoleillement sont les principales sources de chaleur.

La réduction du stress thermique peut être obtenue en refroidissant les machines à haute température, en limitant l'activité physique et en fournissant des quantités adéquates d'eau potable, un abri contre le soleil et une ventilation adéquate. Pour les machines de surface, des cabines climatisées peuvent protéger l'opérateur de l'équipement. Dans les mines profondes d'Afrique du Sud, par exemple, des unités de climatisation souterraines sont utilisées pour apporter un certain soulagement, et des fournitures de premiers secours sont disponibles pour faire face au stress thermique.

De nombreuses mines opèrent à des altitudes élevées (par exemple, à plus de 4,600 XNUMX m), et à cause de cela, les mineurs peuvent souffrir du mal de l'altitude. Cela peut être aggravé s'ils font des allers-retours entre une mine à haute altitude et une pression atmosphérique plus normale.

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Profil général

Les pétroles bruts et les gaz naturels sont des mélanges de molécules d'hydrocarbures (composés organiques d'atomes de carbone et d'hydrogène) contenant de 1 à 60 atomes de carbone. Les propriétés de ces hydrocarbures dépendent du nombre et de la disposition des atomes de carbone et d'hydrogène dans leurs molécules. La molécule d'hydrocarbure de base est constituée d'un atome de carbone lié à 1 atomes d'hydrogène (méthane). Toutes les autres variations d'hydrocarbures pétroliers évoluent à partir de cette molécule. Les hydrocarbures contenant jusqu'à 4 atomes de carbone sont généralement des gaz; ceux qui ont de 4 à 5 atomes de carbone sont généralement des liquides ; et ceux avec 19 ou plus sont des solides. En plus des hydrocarbures, les pétroles bruts et les gaz naturels contiennent des composés de soufre, d'azote et d'oxygène ainsi que des traces de métaux et d'autres éléments.

On pense que le pétrole brut et le gaz naturel se sont formés pendant des millions d'années par la décomposition de la végétation et des organismes marins, comprimés sous le poids de la sédimentation. Parce que le pétrole et le gaz sont plus légers que l'eau, ils se sont élevés pour combler les vides dans ces formations sus-jacentes. Ce mouvement ascendant s'est arrêté lorsque le pétrole et le gaz ont atteint des strates denses, sus-jacentes et imperméables ou des roches non poreuses. Le pétrole et le gaz ont rempli les espaces dans les couches de roche poreuse et les réservoirs souterrains naturels, tels que les sables saturés, avec le gaz plus léger au-dessus du pétrole plus lourd. Ces espaces étaient à l'origine horizontaux, mais le déplacement de la croûte terrestre a créé des poches, appelées failles, anticlinaux, dômes de sel et pièges stratigraphiques, où le pétrole et le gaz se sont accumulés dans des réservoirs.

Huile de schiste

L'huile de schiste, ou kérogène, est un mélange d'hydrocarbures solides et d'autres composés organiques contenant de l'azote, de l'oxygène et du soufre. Il est extrait, par chauffage, d'une roche appelée schiste bitumineux, produisant de 15 à 50 gallons d'huile par tonne de roche.

L'exploration et la production sont la terminologie commune appliquée à cette partie de l'industrie pétrolière qui est chargée d'explorer et de découvrir de nouveaux gisements de pétrole brut et de gaz, de forer des puits et d'amener les produits à la surface. Historiquement, le pétrole brut, qui s'était naturellement infiltré à la surface, était collecté pour être utilisé comme médicament, revêtement protecteur et combustible pour les lampes. Les infiltrations de gaz naturel ont été enregistrées comme des incendies brûlant à la surface de la terre. Ce n'est qu'en 1859 que des méthodes de forage et d'obtention de grandes quantités commerciales de pétrole brut ont été développées.

Le pétrole brut et le gaz naturel se trouvent dans le monde entier, sous terre et sous l'eau, comme suit :

• Bassin intercontinental de l'hémisphère occidental (côte du golfe des États-Unis, Mexique, Venezuela)
• Moyen-Orient (péninsule arabique, golfe Persique, mer Noire et mer Caspienne)
• Indonésie et mer de Chine méridionale
• Afrique du Nord et de l'Ouest (Sahara et Nigeria)
• Amérique du Nord (Alaska, Terre-Neuve, Californie et centre du continent américain et Canada)
• Extrême-Orient (Sibérie et Chine)
• La mer du Nord.

Les figures 1 et 2 montrent la production mondiale de pétrole brut et de gaz naturel en 1995.

Figure 1. Production mondiale de pétrole brut en 1995

Figure 2. Production mondiale de liquides des usines de gaz naturel - 1995

Les noms des pétroles bruts identifient souvent à la fois le type de brut et les zones où ils ont été découverts à l'origine. Par exemple, le premier pétrole brut commercial, Pennsylvania Crude, porte le nom de son lieu d'origine aux États-Unis. D'autres exemples sont Saudi Light et Venezuelan Heavy. Deux bruts de référence utilisés pour fixer les prix mondiaux du brut sont le Texas Light Sweet et le North Sea Brent.

Classification des pétroles bruts

Les pétroles bruts sont des mélanges complexes contenant de nombreux composés d'hydrocarbures différents et individuels; ils diffèrent par leur apparence et leur composition d'un champ pétrolier à l'autre, et sont parfois même différents de puits relativement proches les uns des autres. Les pétroles bruts ont une consistance allant des solides aqueux aux solides ressemblant à du goudron et une couleur allant du transparent au noir. Un pétrole brut « moyen » contient environ 84 % de carbone ; 14 % d'hydrogène ; 1 à 3 % de soufre ; et moins de 1 % d'azote, d'oxygène, de métaux et de sels. Voir tableau 1 et tableau 2.

Tableau 1. Caractéristiques et propriétés approximatives typiques et potentiel d'essence de divers pétroles bruts typiques.

* Nombres moyens représentatifs.

Tableau 2. Composition du pétrole brut et du gaz naturel

Hydrocarbures

Paraffines : Les molécules d'hydrocarbures de type chaîne saturée paraffinique (aliphatiques) dans le pétrole brut ont la formule C_nH_{2n + 2}, et peuvent être des chaînes droites (normales) ou des chaînes ramifiées (isomères) d'atomes de carbone. Les molécules de paraffine à chaîne droite plus légères se trouvent dans les gaz et les cires de paraffine. Les paraffines à chaîne ramifiée se trouvent généralement dans des fractions plus lourdes de pétrole brut et ont des indices d'octane plus élevés que les paraffines normales.

Aromatiques: Les composés aromatiques sont des composés hydrocarbonés (cycliques) de type cycle insaturé. Les naphtalènes sont des composés aromatiques à double cycle fusionnés. Les composés aromatiques les plus complexes, les polynucléaires (trois cycles aromatiques fusionnés ou plus), se trouvent dans les fractions plus lourdes du pétrole brut.

Naphtènes : Les naphtènes sont des groupements hydrocarbonés saturés de type cyclique, de formule
C_nH_2n, disposés sous forme d'anneaux fermés (cycliques), présents dans toutes les fractions de pétrole brut sauf les plus légères. Les naphtènes à un seul cycle (mono-cycloparaffines) avec 5 et 6 atomes de carbone prédominent, avec des naphtènes à deux cycles (dicycloparaffines) trouvés dans les extrémités les plus lourdes du naphta.

Non-hydrocarbures

Soufre et composés soufrés : Le soufre est présent dans le gaz naturel et le pétrole brut sous forme de sulfure d'hydrogène (H₂S), sous forme de composés (thiols, mercaptans, sulfures, polysulfures...) ou sous forme de soufre élémentaire. Chaque gaz et pétrole brut contient des quantités et des types de composés soufrés différents, mais en règle générale, la proportion, la stabilité et la complexité des composés sont plus élevées dans les fractions de pétrole brut plus lourdes.

Les composés soufrés appelés mercaptans, qui présentent des odeurs distinctes détectables à de très faibles concentrations, se trouvent dans le gaz, les pétroles bruts et les distillats. Les plus courants sont les méthylmercaptans et les éthylmercaptans. Les mercaptans sont souvent ajoutés au gaz commercial (GNL et GPL) pour fournir une odeur pour la détection des fuites.

Le potentiel d'exposition à des niveaux toxiques de H₂S existe lorsque l'on travaille dans le forage, la production, le transport et le traitement du pétrole brut et du gaz naturel. La combustion d'hydrocarbures pétroliers contenant du soufre produit des indésirables tels que l'acide sulfurique et le dioxyde de soufre.

Composés oxygénés: Les composés oxygénés, tels que les phénols, les cétones et les acides carboxyliques, se trouvent dans les pétroles bruts en quantités variables.

Composés azotés : L'azote se trouve dans les fractions plus légères du pétrole brut en tant que composés basiques, et plus souvent dans les fractions plus lourdes du pétrole brut en tant que composés non basiques qui peuvent également inclure des métaux traces.

Métaux traces : Des traces ou de petites quantités de métaux, dont le cuivre, le nickel, le fer, l'arsenic et le vanadium, se trouvent souvent dans les pétroles bruts en petites quantités.

Sels inorganiques : Les pétroles bruts contiennent souvent des sels inorganiques, tels que le chlorure de sodium, le chlorure de magnésium et le chlorure de calcium, en suspension dans le brut ou dissous dans l'eau entraînée (saumure).

Gaz carbonique: Le dioxyde de carbone peut résulter de la décomposition des bicarbonates présents ou ajoutés au brut, ou de la vapeur utilisée dans le processus de distillation.

Acides naphténiques : Certains pétroles bruts contiennent des acides naphténiques (organiques), qui peuvent devenir corrosifs à des températures supérieures à 232 °C lorsque l'indice d'acide du brut dépasse un certain niveau.

Matières radioactives normales : Les matières radioactives normales (NORM) sont souvent présentes dans le pétrole brut, dans les gisements de forage et dans la boue de forage, et peuvent présenter un danger en raison de faibles niveaux de radioactivité.

Des analyses de pétrole brut relativement simples sont utilisées pour classer les pétroles bruts en pétroles paraffiniques, naphténiques, aromatiques ou mixtes, sur la base de la proportion prédominante de molécules d'hydrocarbures similaires. Les bruts à base mixte contiennent des quantités variables de chaque type d'hydrocarbure. Une méthode de dosage (US Bureau of Mines) est basée sur la distillation, et une autre méthode (facteur UOP "K") est basée sur la gravité et les points d'ébullition. Des dosages bruts plus complets sont effectués pour déterminer la valeur du brut (c'est-à-dire son rendement et la qualité des produits utiles) et les paramètres de traitement. Les pétroles bruts sont généralement regroupés en fonction de la structure de rendement, l'essence à indice d'octane élevé étant l'un des produits les plus recherchés. Les charges d'alimentation de pétrole brut des raffineries consistent généralement en des mélanges de deux pétroles bruts différents ou plus.

Les pétroles bruts sont également définis en termes de densité API (spécifique). Par exemple, les pétroles bruts plus lourds ont de faibles densités API (et des densités élevées). Un pétrole brut à faible densité API peut avoir un point d'éclair élevé ou bas, selon ses extrémités les plus légères (constituants plus volatils). En raison de l'importance de la température et de la pression dans le processus de raffinage, les pétroles bruts sont en outre classés en fonction de la viscosité, des points d'écoulement et des plages d'ébullition. D'autres caractéristiques physiques et chimiques, telles que la couleur et la teneur en résidus de carbone, sont également prises en compte. Les pétroles bruts à haute teneur en carbone, à faible teneur en hydrogène et à faible densité API sont généralement riches en aromatiques ; tandis que ceux à faible teneur en carbone, à haute teneur en hydrogène et à haute densité API sont généralement riches en paraffines.

Les pétroles bruts qui contiennent des quantités appréciables de sulfure d'hydrogène ou d'autres composés soufrés réactifs sont appelés "acides". Ceux qui contiennent moins de soufre sont appelés "sucrés". Certaines exceptions à cette règle sont les bruts de l'ouest du Texas (qui sont toujours considérés comme « acides » indépendamment de leur H₂teneur en S) et les bruts arabes à haute teneur en soufre (qui ne sont pas considérés comme "acides" car leurs composés soufrés ne sont pas très réactifs).

Gaz naturel comprimé et gaz d'hydrocarbures liquéfiés

La composition des gaz d'hydrocarbures naturels est similaire à celle des pétroles bruts en ce sens qu'ils contiennent un mélange de différentes molécules d'hydrocarbures en fonction de leur source. Ils peuvent être extraits sous forme de gaz naturel (presque exempt de liquides) des gisements de gaz ; le gaz associé au pétrole qui est extrait avec le pétrole des gisements de gaz et de pétrole ; et le gaz provenant des gisements de gaz à condensat, où certains des composants liquides du pétrole se transforment à l'état gazeux lorsque la pression est élevée (10 à 70 mPa). Lorsque la pression est diminuée (jusqu'à 4 à 8 mPa), les condensats contenant des hydrocarbures plus lourds se séparent du gaz par condensation. Le gaz est extrait de puits atteignant jusqu'à 4 km (6.4 miles) ou plus de profondeur, avec des pressions de veine variant de 3 mPa à 70 mPa. (Voir figure 3.)

Figure 3. Puits de gaz naturel offshore installé dans 87.5 mètres d'eau dans la région de Pitas Point du canal de Santa Barbara, dans le sud de la Californie

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Le gaz naturel contient de 90 à 99 % d'hydrocarbures, composés principalement de méthane (l'hydrocarbure le plus simple) et de plus petites quantités d'éthane, de propane et de butane. Le gaz naturel contient également des traces d'azote, de vapeur d'eau, de dioxyde de carbone, de sulfure d'hydrogène et occasionnellement de gaz inertes comme l'argon ou l'hélium. Gaz naturels contenant plus de 50 g/m³ d'hydrocarbures avec des molécules de trois atomes de carbone ou plus (C₃ ou supérieur) sont classés comme gaz « pauvres ».

Selon la manière dont il est utilisé comme combustible, le gaz naturel est soit comprimé, soit liquéfié. Le gaz naturel provenant des gisements de gaz et de condensat de gaz est traité sur le terrain pour répondre à des critères de transport spécifiques avant d'être comprimé et acheminé vers des gazoducs. Cette préparation comprend l'élimination de l'eau avec des sécheurs (déshydrateurs, séparateurs et réchauffeurs), l'élimination de l'huile à l'aide de filtres coalescents et l'élimination des solides par filtration. Le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone sont également éliminés du gaz naturel, de sorte qu'ils ne corrodent pas les pipelines et les équipements de transport et de compression. Le propane, le butane et le pentane, présents dans le gaz naturel, sont également éliminés avant la transmission afin qu'ils ne se condensent pas et ne forment pas de liquides dans le système. (Voir la section « Opérations de production et de traitement du gaz naturel ».)

Le gaz naturel est transporté par pipeline des gisements de gaz vers les usines de liquéfaction, où il est comprimé et refroidi à environ –162 ºC pour produire du gaz naturel liquéfié (GNL) (voir figure 4). La composition du GNL est différente de celle du gaz naturel en raison de l'élimination de certaines impuretés et composants au cours du processus de liquéfaction. Le GNL est principalement utilisé pour augmenter l'approvisionnement en gaz naturel pendant les périodes de pointe et pour approvisionner en gaz les régions éloignées des principaux pipelines. Il est regazéifié en ajoutant de l'azote et de l'air pour le rendre comparable au gaz naturel avant d'être introduit dans les conduites d'alimentation en gaz. Le GNL est également utilisé comme carburant automobile en remplacement de l'essence.

Figure 4. La plus grande usine de GNL au monde à Arzew, Algérie

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Les gaz associés au pétrole et les gaz de condensation sont classés comme gaz « riches », car ils contiennent des quantités importantes d'éthane, de propane, de butane et d'autres hydrocarbures saturés. Les gaz associés au pétrole et les condensats sont séparés et liquéfiés pour produire du gaz de pétrole liquéfié (GPL) par compression, adsorption, absorption et refroidissement dans les usines de traitement du pétrole et du gaz. Ces usines à gaz produisent également de l'essence naturelle et d'autres fractions d'hydrocarbures.

Contrairement au gaz naturel, au gaz associé au pétrole et au gaz à condensat, les gaz de traitement du pétrole (produits comme sous-produits de la raffinerie) contiennent des quantités considérables d'hydrogène et d'hydrocarbures insaturés (éthylène, propylène, etc.). La composition des gaz de traitement du pétrole dépend de chaque processus spécifique et des pétroles bruts utilisés. Par exemple, les gaz obtenus à la suite d'un craquage thermique contiennent généralement des quantités importantes d'oléfines, tandis que ceux obtenus à partir du craquage catalytique contiennent plus d'isobutanes. Les gaz de pyrolyse contiennent de l'éthylène et de l'hydrogène. La composition des gaz naturels et des gaz typiques de traitement du pétrole est indiquée dans le tableau 3.

Tableau 3. Composition approximative typique des gaz naturels et de traitement du pétrole (pourcentage en volume)

Gaz naturel combustible, avec un pouvoir calorifique de 35.7 à 41.9 MJ/m³ (8,500 10,000 à XNUMX XNUMX kcal/m³), est principalement utilisé comme combustible pour produire de la chaleur dans des applications domestiques, agricoles, commerciales et industrielles. L'hydrocarbure de gaz naturel est également utilisé comme matière première pour les procédés pétrochimiques et chimiques. Gaz de synthèse (CO + H₂) est traité à partir de méthane par oxygénation ou conversion de vapeur d'eau, et utilisé pour produire de l'ammoniac, de l'alcool et d'autres produits chimiques organiques. Le gaz naturel comprimé (GNC) et le gaz naturel liquéfié (GNL) sont tous deux utilisés comme carburant pour les moteurs à combustion interne. Les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) de traitement du pétrole ont des pouvoirs calorifiques plus élevés de 93.7 MJ/m³ (propane) (22,400 XNUMX kcal/m³) et 122.9 MJ/m³ (butane) (29,900 XNUMX kcal/m³⁾ et sont utilisés comme carburant dans les maisons, les entreprises et l'industrie ainsi que dans les véhicules à moteur (NFPA 1991). Les hydrocarbures insaturés (éthylène, propylène, etc.) dérivés des gaz de traitement du pétrole peuvent être transformés en essence à indice d'octane élevé ou utilisés comme matières premières dans les industries pétrochimiques et chimiques.

Propriétés des gaz d'hydrocarbures

Selon la National Fire Protection Association des États-Unis, les gaz inflammables (combustibles) sont ceux qui brûlent dans les concentrations d'oxygène normalement présentes dans l'air. La combustion des gaz inflammables est similaire à celle des vapeurs liquides d'hydrocarbures inflammables, car une température d'inflammation spécifique est nécessaire pour initier la réaction de combustion et chacun ne brûlera que dans une certaine plage définie de mélanges gaz-air. Les liquides inflammables ont un point de rupture (la température (toujours en dessous du point d'ébullition) à laquelle ils émettent suffisamment de vapeurs pour la combustion). Il n'y a pas de point d'éclair apparent pour les gaz inflammables, car ils sont normalement à des températures supérieures à leurs points d'ébullition, même lorsqu'ils sont liquéfiés, et sont donc toujours à des températures bien supérieures à leurs points d'éclair.

La National Fire Protection Association des États-Unis (1976) définit les gaz comprimés et liquéfiés comme suit :

• "Les gaz comprimés sont ceux qui, à toutes les températures atmosphériques normales à l'intérieur de leurs récipients, existent uniquement à l'état gazeux sous pression."
• "Les gaz liquéfiés sont ceux qui, à des températures atmosphériques normales à l'intérieur de leurs récipients, existent en partie à l'état liquide et en partie à l'état gazeux, et sont sous pression tant qu'il reste du liquide dans le récipient."

Le principal facteur qui détermine la pression à l'intérieur du récipient est la température du liquide stocké. Lorsqu'il est exposé à l'atmosphère, le gaz liquéfié se vaporise très rapidement, voyageant le long du sol ou de la surface de l'eau à moins qu'il ne soit dispersé dans l'air par le vent ou le mouvement mécanique de l'air. Aux températures atmosphériques normales, environ un tiers du liquide dans le récipient se vaporisera.

Les gaz inflammables sont en outre classés comme gaz combustible et gaz industriels. Les gaz combustibles, y compris le gaz naturel et les gaz de pétrole liquéfiés (propane et butane), sont brûlés avec l'air pour produire de la chaleur dans des fours, des chaudières, des chauffe-eau et des chaudières. Les gaz industriels inflammables, tels que l'acétylène, sont utilisés dans les opérations de traitement, de soudage, de coupage et de traitement thermique. Les différences de propriétés du gaz naturel liquéfié (GNL) et des gaz de pétrole liquéfiés (GPL) sont présentées dans le tableau 3.

Recherche de pétrole et de gaz

La recherche de pétrole et de gaz nécessite une connaissance de la géographie, de la géologie et de la géophysique. Le pétrole brut se trouve généralement dans certains types de structures géologiques, telles que les anticlinaux, les pièges à failles et les dômes de sel, qui se trouvent sous divers terrains et dans une large gamme de climats. Après avoir sélectionné une zone d'intérêt, de nombreux types de levés géophysiques différents sont effectués et des mesures effectuées afin d'obtenir une évaluation précise des formations souterraines, notamment :

• Relevés magnétométriques. Des magnétomètres suspendus aux avions mesurent les variations du champ magnétique terrestre afin de localiser les formations rocheuses sédimentaires qui ont généralement de faibles propriétés magnétiques par rapport aux autres roches.
• Relevés photogrammétriques aériens. Les photographies prises avec des caméras spéciales dans les avions fournissent des vues tridimensionnelles de la terre qui sont utilisées pour déterminer les formations terrestres avec des gisements potentiels de pétrole et de gaz.
• Relevés gravimétriques. Étant donné que de grandes masses de roche dense augmentent l'attraction de la gravité, les gravimètres sont utilisés pour fournir des informations sur les formations sous-jacentes en mesurant d'infimes différences de gravité.
• Levés sismiques. Les études sismiques renseignent sur les caractéristiques générales de l'ouvrage souterrain (voir figure 5). Les mesures sont obtenues à partir des ondes de choc générées par le déclenchement de charges explosives dans des trous de petit diamètre, à partir de l'utilisation d'appareils vibrants ou à percussion sur terre et dans l'eau, et à partir de souffles sous-marins d'air comprimé. Le temps écoulé entre le début de l'onde de choc et le retour de l'écho est utilisé pour déterminer la profondeur des substrats réfléchissants. L'utilisation récente de super-ordinateurs pour générer des images tridimensionnelles améliore considérablement l'évaluation des résultats des tests sismiques.

Figure 5. Arabie Saoudite, opérations sismiques

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• Examens radiographiques. La radiographie est l'utilisation d'ondes radio pour fournir des informations similaires à celles obtenues à partir de levés sismiques.
• Relevés stratigraphiques. L'échantillonnage stratigraphique est l'analyse de carottes de strates rocheuses souterraines à la recherche de traces de gaz et de pétrole. Une longueur cylindrique de roche, appelée noyau, est coupée par un trépan creux et poussée dans un tube (carottier) attaché au trépan. Le tube carottier est ramené à la surface et la carotte est retirée pour analyse.

Lorsque les levés et les mesures indiquent la présence de formations ou de strates susceptibles de contenir du pétrole, des puits d'exploration sont forés pour déterminer si oui ou non du pétrole ou du gaz est réellement présent et, le cas échéant, s'il est disponible et obtenable en quantités commercialement viables.

Opérations en mer

Bien que le premier puits de pétrole offshore ait été foré au début des années 1900 au large de la côte californienne, le début du forage marin moderne remonte à 1938, avec une découverte dans le golfe du Mexique, à 1 km de la côte américaine. Après la Seconde Guerre mondiale, le forage en mer s'est rapidement développé, d'abord dans les eaux peu profondes adjacentes aux zones de production terrestres connues, puis dans d'autres zones d'eau peu profondes et profondes à travers le monde, et dans des climats variant de l'Arctique au golfe Persique. Au début, le forage en mer n'était possible que dans des profondeurs d'eau d'environ 1.6 m ; cependant, les plates-formes modernes sont désormais capables de forer dans des eaux de plus de 91 km de profondeur. Les activités pétrolières offshore comprennent l'exploration, le forage, la production, le traitement, la construction sous-marine, l'entretien et la réparation, ainsi que le transport du pétrole et du gaz jusqu'à terre par navire ou par pipeline.

Plateformes offshore

Les plates-formes de forage prennent en charge les plates-formes de forage, les fournitures et l'équipement pour les opérations en mer ou dans les eaux intérieures, et vont des barges et navires flottants ou submersibles aux plates-formes fixes sur pieds en acier utilisées dans les eaux peu profondes, en passant par les grandes plateformes flottantes en béton armé, la gravité -plates-formes de type utilisées en eaux profondes. Une fois le forage terminé, des plates-formes marines sont utilisées pour soutenir l'équipement de production. Les plus grandes plates-formes de production peuvent accueillir plus de 250 membres d'équipage et autres personnels de soutien, des héliports, des usines de traitement et des capacités de stockage de pétrole brut et de condensats de gaz (voir figure 6).

Figure 6. Navires de forage ; navire de forage Ben Ocean Laneer

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En règle générale, avec le forage sur plate-forme flottante en eau profonde, l'équipement de la tête de puits est abaissé au fond de l'océan et scellé au tubage du puits. L'utilisation de la technologie de la fibre optique permet à une grande plate-forme centrale de contrôler et d'exploiter à distance des plates-formes satellites plus petites et des modèles sous-marins. Les installations de production sur la grande plate-forme traitent le pétrole brut, le gaz et les condensats des installations satellites avant qu'ils ne soient expédiés à terre.

Le type de plate-forme utilisée en forage sous-marin est souvent déterminé par le type de puits à forer (exploration ou production) et par la profondeur de l'eau (voir tableau 4).

Tableau 4. Types de plates-formes pour le forage sous-marin

Types de puits

Puits d'exploration.

Suite à l'analyse des données géologiques et des levés géophysiques, des puits d'exploration sont forés, soit à terre, soit en mer. Les puits d'exploration qui sont forés dans des zones où ni pétrole ni gaz n'ont été trouvés auparavant sont appelés « puits sauvages ». Ces puits qui trouvent du pétrole ou du gaz sont appelés « puits de découverte ». D'autres puits d'exploration, dits « step-out » ou « appraisal wells », sont forés pour déterminer les limites d'un champ suite à sa découverte, ou pour rechercher de nouvelles formations pétrolifères et gazières à côté ou en dessous de celles déjà connues. pour contenir le produit. Un puits qui ne trouve pas de pétrole ou de gaz, ou qui en trouve trop peu pour produire économiquement, est appelé « trou sec ».

Puits de développement.

Après une découverte, la superficie du réservoir est grossièrement déterminée par une série de puits de sortie ou d'évaluation. Des puits de développement sont ensuite forés pour produire du gaz et du pétrole. Le nombre de puits de développement à forer est déterminé par la définition attendue du nouveau champ, tant en taille qu'en productivité. En raison de l'incertitude quant à la forme ou au confinement des réservoirs, certains puits de développement peuvent s'avérer être des trous secs. Parfois, le forage et la production se produisent simultanément.

Puits de géopression/géothermie.

Les puits géopression/géothermiques sont ceux qui produisent de l'eau à très haute pression (7,000 149 psi) et à haute température (XNUMX ºC) pouvant contenir des hydrocarbures. L'eau devient un nuage de vapeur chaude et de vapeurs en expansion rapide lorsqu'elle est rejetée dans l'atmosphère à la suite d'une fuite ou d'une rupture.

Puits décapant.

Les puits d'extraction sont ceux qui produisent moins de dix barils de pétrole par jour à partir d'un réservoir.

Plusieurs puits de complétion.

Lorsque plusieurs formations productrices sont découvertes lors du forage d'un seul puits, une chaîne de conduites distincte peut être insérée dans un seul puits pour chaque formation individuelle. Le pétrole et le gaz de chaque formation sont dirigés dans leur tuyauterie respective et isolés l'un de l'autre par des obturateurs, qui scellent les espaces annulaires entre la colonne de tuyauterie et le tubage. Ces puits sont appelés puits de complétion multiples.

Puits d'injection.

Les puits d'injection pompent de l'air, de l'eau, du gaz ou des produits chimiques dans les réservoirs des champs de production, soit pour maintenir la pression, soit pour déplacer le pétrole vers les puits de production par la force hydraulique ou une pression accrue.

Puits de service.

Les puits de service comprennent ceux utilisés pour les opérations de pêche et de câbles, le placement ou l'enlèvement et le remaniement des obturateurs/bouchons. Des puits de service sont également forés pour l'évacuation souterraine de l'eau salée, qui est séparée du pétrole brut et du gaz.

Méthodes de forage

Appareils de forage.

Les plates-formes de forage de base contiennent un derrick (tour), une tige de forage, un grand treuil pour abaisser et soulever la tige de forage, une table de forage qui fait tourner la tige de forage et le trépan, un mélangeur et une pompe à boue et un moteur pour entraîner la table et treuil (voir figure 7). Les petites plates-formes de forage utilisées pour forer des puits d'exploration ou sismiques peuvent être montées sur des camions pour se déplacer d'un site à l'autre. Les plates-formes de forage plus grandes sont soit érigées sur place, soit équipées de derricks portables à charnières (couteau à cric) pour une manipulation et un montage faciles.

Figure 7. Plate-forme de forage sur l'île Elf Ringnes dans l'Arctique canadien

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Perçage par percussion ou par câble.

La technique de forage la plus ancienne est le forage à percussion ou au câble. Cette méthode lente et à profondeur limitée, qui est rarement utilisée, consiste à écraser la roche en levant et en laissant tomber un lourd trépan et une tige à l'extrémité d'un câble. À intervalles réguliers, le trépan est retiré et les déblais sont suspendus dans l'eau et retirés par rinçage ou pompage à la surface. Au fur et à mesure que le trou s'approfondit, il est recouvert d'un tubage en acier pour empêcher l'effondrement et protéger contre la contamination des eaux souterraines. Un travail considérable est nécessaire pour forer même un puits peu profond, et lors de la découverte de pétrole ou de gaz, il n'y a aucun moyen de contrôler le flux immédiat de produit vers la surface.

Forage rotatif.

Le forage rotatif est la méthode la plus courante et est utilisé pour forer des puits d'exploration et de production à des profondeurs supérieures à 5 miles (7,000 30 m). Des foreuses légères, montées sur des camions, sont utilisées pour forer des puits sismiques à faible profondeur sur terre. Les foreuses mobiles et flottantes rotatives moyennes et lourdes sont utilisées pour le forage de puits d'exploration et de production. L'équipement de forage rotatif est monté sur une plate-forme de forage avec un derrick de 40 à 27 m de haut et comprend une table rotative, un moteur, un mélangeur de boue et une pompe d'injection, un treuil ou un treuil à tambour filaire et de nombreuses sections de tuyau, chacun d'environ 40 m de long. La table rotative fait tourner un kelly carré relié à la tige de forage. Le Kelly carré a un émerillon de boue sur le dessus qui est relié à des obturateurs anti-éruption. La tige de forage tourne à une vitesse de 250 à XNUMX tr/min, faisant tourner soit une perceuse qui a des trépans traînants avec des arêtes de coupe fixes en forme de ciseau, soit une perceuse dont le trépan a des couteaux roulants avec des dents trempées.

Forage à percussion rotative.

Le forage à percussion rotatif est une méthode combinée dans laquelle une foreuse rotative utilise un fluide hydraulique en circulation pour faire fonctionner un mécanisme semblable à un marteau, créant ainsi une série de coups de percussion rapides qui permettent à la foreuse de forer et de marteler simultanément dans la terre.

Forage électro et turbo.

La plupart des tables rotatives, des treuils et des pompes des foreuses lourdes sont généralement entraînées par des moteurs électriques ou des turbines, ce qui permet une flexibilité accrue dans les opérations et le forage télécommandé. La perceuse électrique et la perceuse turbo sont des méthodes plus récentes qui fournissent une puissance plus directe au foret en connectant le moteur de forage juste au-dessus du foret au fond du trou.

Forage directionnel.

Le forage directionnel est une technique de forage rotatif qui dirige le train de tiges le long d'une trajectoire courbe à mesure que le trou s'approfondit. Le forage dirigé est utilisé pour atteindre des gisements inaccessibles par forage vertical. Cela réduit également les coûts, car plusieurs puits peuvent être forés dans différentes directions à partir d'une seule plate-forme. Le forage à longue portée permet de puiser dans les réservoirs sous-marins depuis le rivage. Beaucoup de ces techniques sont possibles en utilisant des ordinateurs pour diriger des foreuses automatiques et des conduites flexibles (coiled tubing), qui sont levées et abaissées sans sections de connexion et de déconnexion.

Autres méthodes de forage.

Le forage abrasif utilise un matériau abrasif sous pression (au lieu d'utiliser une tige de forage et un foret) pour couper à travers les substrats. D'autres méthodes de forage comprennent le forage explosif et le perçage à la flamme.

Abandon.

Lorsque les réservoirs de pétrole et de gaz ne sont plus productifs, les puits sont généralement bouchés avec du ciment pour empêcher l'écoulement ou les fuites vers la surface et pour protéger les couches souterraines et l'eau. L'équipement est enlevé et les sites des puits abandonnés sont nettoyés et remis dans des conditions normales.

Opérations de forage

Techniques de forage

La plate-forme de forage fournit une base aux travailleurs pour accoupler et désaccoupler les sections de tube de forage qui sont utilisées pour augmenter la profondeur de forage. Au fur et à mesure que le trou s'approfondit, des longueurs supplémentaires de tuyau sont ajoutées et la colonne de forage est suspendue au derrick. Lorsqu'un foret doit être changé, l'ensemble du train de tiges de forage est retiré du trou et chaque section est détachée et empilée verticalement à l'intérieur du derrick. Une fois le nouveau trépan mis en place, le processus est inversé et le tuyau est remis dans le trou pour continuer le forage.

Des précautions sont nécessaires pour s'assurer que le tube de tige de forage ne se sépare pas et ne tombe pas dans le trou, car il peut être difficile et coûteux de repêcher et peut même entraîner la perte du puits. Un autre problème potentiel est si les outils de forage restent coincés dans le trou lorsque le forage s'arrête. Pour cette raison, une fois que le forage commence, il se poursuit généralement jusqu'à ce que le puits soit terminé.

Boue de forage

La boue de forage est un fluide composé d'eau ou d'huile et d'argile avec des additifs chimiques (par exemple, formaldéhyde, chaux, hydrazide de sodium, barytine). La soude caustique est souvent ajoutée pour contrôler le pH (acidité) de la boue de forage et pour neutraliser les additifs de boue potentiellement dangereux et les fluides de complétion. La boue de forage est pompée dans le puits sous pression à partir du réservoir de mélange sur la plate-forme de forage, à l'intérieur de la tige de forage jusqu'au trépan. Il monte ensuite entre l'extérieur de la tige de forage et les parois du trou, retournant à la surface, où il est filtré et recirculé.

La boue de forage est utilisée pour refroidir et lubrifier le trépan, lubrifier le tuyau et rincer les déblais rocheux du trou de forage. La boue de forage est également utilisée pour contrôler le débit du puits en tapissant les côtés du trou et en résistant à la pression de tout gaz, pétrole ou eau rencontré par le trépan. Des jets de boue peuvent être appliqués sous pression au fond du trou pour faciliter le forage.

Tubage et cimentation

Le tubage est un tuyau spécial en acier lourd qui tapisse le trou du puits. Il est utilisé pour empêcher l'effondrement des parois du trou de forage et protéger les couches d'eau douce en empêchant les fuites du flux de retour de boue pendant les opérations de forage. Le boîtier scelle également les sables imprégnés d'eau et les zones de gaz à haute pression. Le tubage est initialement utilisé près de la surface et est cimenté en place pour guider la tige de forage. Une suspension de ciment est pompée dans la tige de forage et refoulée à travers l'espace entre le tubage et les parois du trou de puits. Une fois que le ciment a pris et que le tubage est en place, le forage se poursuit à l'aide d'un trépan de plus petit diamètre.

Une fois le tubage de surface placé dans le puits, des obturateurs anti-éruption (grosses vannes, sacs ou vérins) sont fixés au sommet du tubage, dans ce qu'on appelle une pile. Après la découverte de pétrole ou de gaz, le tubage est placé au fond du puits pour empêcher la saleté, les roches, l'eau salée et d'autres contaminants d'entrer dans le trou du puits et pour fournir un conduit pour les conduites d'extraction de pétrole brut et de gaz.

Opérations d'achèvement, de récupération améliorée et de reconditionnement

Aboutissement

L'achèvement décrit le processus de mise en production d'un puits après que le puits a été foré à la profondeur où l'on s'attend à trouver du pétrole ou du gaz. L'achèvement implique un certain nombre d'opérations, y compris la pénétration du tubage et le nettoyage de l'eau et des sédiments du pipeline afin que l'écoulement ne soit pas entravé. Des trépans spéciaux sont utilisés pour forer et extraire des carottes jusqu'à 50 m de long pour analyse pendant l'opération de forage afin de déterminer quand la pénétration doit être effectuée. La tige de forage et le trépan sont d'abord retirés et la dernière colonne de tubage est cimentée en place. Un pistolet perforateur, qui est un tube métallique contenant des douilles contenant des balles ou des charges explosives creuses, est ensuite descendu dans le puits. Les charges sont déchargées par impulsion électrique à travers le tubage dans le réservoir pour créer des ouvertures permettant au pétrole et au gaz de s'écouler dans le puits et à la surface.

Le débit de pétrole brut et de gaz naturel est contrôlé par une série de vannes, appelées "arbres de Noël", qui sont placées au sommet de la tête de puits. Des moniteurs et des commandes sont installés pour actionner automatiquement ou manuellement les vannes de sécurité de surface et souterraines, en cas de changement de pression, d'incendie ou d'autres conditions dangereuses. Une fois que le pétrole et le gaz sont produits, ils sont séparés, et l'eau et les sédiments sont retirés du pétrole brut.

Production et conservation de pétrole brut et de gaz

La production de pétrole est essentiellement une question de déplacement par l'eau ou le gaz. Au moment du forage initial, presque tout le pétrole brut est sous pression. Cette pression naturelle diminue à mesure que le pétrole et le gaz sont retirés du réservoir, au cours des trois phases de la vie d'un réservoir.

• Lors de la première phase, la production de rinçage, le débit est régi par la pression naturelle dans le réservoir qui provient des gaz dissous dans l'huile, des gaz piégés sous pression au-dessus de l'huile et de la pression hydraulique de l'eau piégée sous l'huile.
• La remontée artificielle, la deuxième phase, consiste à pomper du gaz sous pression dans le réservoir lorsque la pression naturelle est épuisée.
• La phase trois, extraction ou production marginale, se produit lorsque les puits ne produisent que par intermittence.

À l'origine, il y avait peu de compréhension des forces qui affectaient la production de pétrole et de gaz. L'étude du comportement des réservoirs de pétrole et de gaz a commencé au début du XXe siècle, lorsqu'il a été découvert que le pompage de l'eau dans un réservoir augmentait la production. À cette époque, l'industrie récupérait entre 20 et 10 % de la capacité du réservoir, comparativement à des taux de récupération récents de plus de 20 % avant que les puits ne deviennent improductifs. Le concept de contrôle est qu'un taux de production plus rapide dissipe plus rapidement la pression dans le réservoir, réduisant ainsi la quantité totale de pétrole qui peut éventuellement être récupérée. Deux mesures utilisées pour conserver les réservoirs de pétrole sont l'unité et l'espacement des puits.

• Unitisation est l'exploitation d'un champ comme une seule unité afin d'appliquer des méthodes de récupération secondaire et de maintenir la pression, même si plusieurs opérateurs différents peuvent être impliqués. La production totale est répartie équitablement entre les opérateurs.
• Espacement bien est la limitation et l'emplacement approprié des puits afin d'atteindre une production maximale sans dissiper un champ en raison d'un forage excessif.

Méthodes de récupération de produit supplémentaire

La productivité des réservoirs de pétrole et de gaz est améliorée par une variété de méthodes de récupération. Une méthode consiste à ouvrir chimiquement ou physiquement des passages dans les strates pour permettre au pétrole et au gaz de se déplacer plus librement à travers les réservoirs jusqu'au puits. L'eau et le gaz sont injectés dans des réservoirs pour maintenir la pression de travail par déplacement naturel. Les méthodes de récupération secondaire, y compris le déplacement par pression, le soulèvement artificiel et l'inondation, améliorent et rétablissent la pression du réservoir. La récupération améliorée est l'utilisation de diverses méthodes de récupération secondaire dans des combinaisons multiples et différentes. La récupération assistée comprend également des méthodes plus avancées d'obtention de produit supplémentaire à partir de réservoirs épuisés, comme la récupération thermique, qui utilise la chaleur au lieu de l'eau ou du gaz pour forcer davantage de pétrole brut à sortir des réservoirs.

acidifiant

L'acidification est une méthode d'augmentation de la production d'un puits en pompant de l'acide directement dans un réservoir de production pour ouvrir des canaux d'écoulement grâce à la réaction de produits chimiques et de minéraux. L'acide chlorhydrique (ou régulier) a d'abord été utilisé pour dissoudre les formations calcaires. Il est encore le plus couramment utilisé; cependant, divers produits chimiques sont maintenant ajoutés à l'acide chlorhydrique pour contrôler sa réaction et empêcher la corrosion et la formation d'émulsions.

L'acide fluorhydrique, l'acide formique et l'acide acétique sont également utilisés, ainsi que l'acide chlorhydrique, selon le type de roche ou de minéraux dans le réservoir. L'acide fluorhydrique est toujours combiné avec l'un des trois autres acides et était à l'origine utilisé pour dissoudre le grès. Il est souvent appelé « acide de boue », car il est maintenant utilisé pour nettoyer les perforations qui ont été bouchées avec de la boue de forage et pour restaurer la perméabilité endommagée près du trou du puits. Les acides formique et acétique sont utilisés dans les réservoirs de calcaire et de dolomite profonds et ultra-chauds et comme acides de dégradation avant la perforation. De l'acide acétique est également ajouté aux puits comme agent tampon neutralisant pour contrôler le pH des fluides de stimulation des puits. Presque tous les acides ont des additifs, tels que des inhibiteurs pour empêcher la réaction avec les enveloppes métalliques et des tensioactifs pour empêcher la formation de boues et d'émulsions.

Fracturation

Fracturation décrit la méthode utilisée pour augmenter le débit de pétrole ou de gaz à travers un réservoir et dans les puits par la force ou la pression. La production peut diminuer parce que la formation du réservoir n'est pas suffisamment perméable pour permettre au pétrole de s'écouler librement vers le puits. La fracturation force l'ouverture de canaux souterrains en pompant un fluide traité avec des agents de soutènement spéciaux (y compris du sable, du métal, des pastilles chimiques et des coquillages) dans le réservoir sous haute pression pour ouvrir des fissures. De l'azote peut être ajouté au fluide pour stimuler l'expansion. Lorsque la pression est relâchée, le fluide se retire et les agents de soutènement restent en place, maintenant les fissures ouvertes afin que l'huile puisse s'écouler plus librement.

Fracturation massive (fraction de masse) consiste à pomper de grandes quantités de fluide dans des puits pour créer hydrauliquement des fissures de plusieurs milliers de pieds de long. La fracturation massive est généralement utilisée pour ouvrir des puits de gaz où les formations réservoirs sont si denses que même le gaz ne peut pas les traverser.

Maintien de la pression

Deux techniques courantes de maintien de la pression sont l'injection d'eau et de gaz (air, azote, dioxyde de carbone et gaz naturel) dans des réservoirs où les pressions naturelles sont réduites ou insuffisantes pour la production. Les deux méthodes nécessitent le forage de puits d'injection auxiliaires à des endroits désignés pour obtenir les meilleurs résultats. L'injection d'eau ou de gaz pour maintenir la pression de travail du puits est appelée déplacement naturel. L'utilisation de gaz sous pression pour augmenter la pression dans le réservoir est appelée ascenseur artificiel (à gaz).

Innondation

La méthode de récupération assistée secondaire la plus couramment utilisée consiste à pomper de l'eau dans un réservoir de pétrole pour pousser le produit vers les puits de production. Dans inondation d'eau à cinq points, quatre puits d'injection sont forés pour former un carré avec le puits producteur au centre. L'injection est contrôlée pour maintenir une avance régulière du front d'eau à travers le réservoir vers le puits producteur. Une partie de l'eau utilisée est de l'eau salée, obtenue à partir du pétrole brut. Dans inondations d'eau à basse tension, un tensioactif est ajouté à l'eau pour faciliter l'écoulement du pétrole à travers le réservoir en réduisant son adhérence à la roche.

Inondations miscibles

L'injection de fluide miscible et de polymère miscible est une méthode de récupération améliorée utilisée pour améliorer l'injection d'eau en réduisant la tension superficielle du pétrole brut. Un fluide miscible (qui peut être dissous dans le brut) est injecté dans un réservoir. Ceci est suivi d'une injection d'un autre fluide qui pousse le mélange fluide brut et miscible vers le puits producteur. Inondation de polymère miscible implique l'utilisation d'un détergent pour laver le pétrole brut des strates. Un gel ou de l'eau épaissie est injecté derrière le détergent pour déplacer le brut vers le puits producteur.

Inondation par le feu

Inondation par le feu, ou sur place (sur place) la combustion, est une méthode de récupération thermique coûteuse dans laquelle de grandes quantités d'air ou de gaz contenant de l'oxygène sont injectées dans le réservoir et une partie du pétrole brut est enflammée. La chaleur du feu réduit la viscosité du pétrole brut lourd afin qu'il s'écoule plus facilement. Les gaz chauds, produits par le feu, augmentent la pression dans le réservoir et créent un front de combustion étroit qui pousse le pétrole brut plus fluide du puits injecteur vers le puits producteur. Le brut plus lourd reste en place, fournissant du carburant supplémentaire à mesure que le front de flamme avance lentement. Le processus de combustion est étroitement surveillé et contrôlé en régulant l'air ou le gaz injecté.

Injection de vapeur

L'injection de vapeur, ou injection de vapeur, est une méthode de récupération thermique qui chauffe le pétrole brut lourd et abaisse sa viscosité en injectant de la vapeur super chaude dans la couche la plus basse d'un réservoir relativement peu profond. La vapeur est injectée sur une période de 10 à 14 jours, et le puits est fermé pendant une autre semaine environ pour permettre à la vapeur de bien chauffer le réservoir. En même temps, la chaleur accrue dilate les gaz du réservoir, augmentant ainsi la pression dans le réservoir. Le puits est ensuite rouvert et le brut chauffé et moins visqueux remonte dans le puits. Une méthode plus récente injecte de la vapeur à basse température à basse pression dans de plus grandes sections de deux, trois zones ou plus simultanément, développant un «coffre à vapeur» qui comprime l'huile dans chacune des zones. Cela fournit un plus grand débit d'huile à la surface, tout en utilisant moins de vapeur.

Opérations de production et de traitement du gaz naturel

Il existe deux types de puits produisant du gaz naturel. Les puits de gaz humides produisent du gaz qui contient des liquides dissous, et les puits de gaz secs produisent du gaz qui ne peut pas être facilement liquéfié

Une fois le gaz naturel extrait des puits de production, il est envoyé aux usines à gaz pour y être traité. Le traitement des gaz nécessite une connaissance de la manière dont la température et la pression interagissent et affectent les propriétés des fluides et des gaz. Presque toutes les usines de traitement de gaz manipulent des gaz qui sont des mélanges de diverses molécules d'hydrocarbures. Le but du traitement du gaz est de séparer ces gaz en composants de composition similaire par divers processus tels que l'absorption, le fractionnement et le cyclage, afin qu'ils puissent être transportés et utilisés par les consommateurs.

Processus d'absorption

L'absorption implique trois étapes de traitement : la récupération, l'élimination et la séparation.

Recovery.

Élimine les gaz résiduels indésirables et une partie du méthane par absorption du gaz naturel. L'absorption a lieu dans une cuve à contre-courant, où le gaz de puits pénètre dans le fond de la cuve et s'écoule vers le haut à travers l'huile d'absorption, qui s'écoule vers le bas. L'huile d'absorption est "pauvre" lorsqu'elle entre par le haut du récipient et "riche" lorsqu'elle quitte le fond car elle a absorbé les hydrocarbures souhaitables du gaz. Le gaz quittant le haut de l'appareil est appelé « gaz résiduel ».

L'absorption peut également être réalisée par réfrigération. Le gaz résiduel est utilisé pour pré-refroidir le gaz d'entrée, qui passe ensuite à travers une unité de refroidissement de gaz à des températures de 0 à –40 ºC. L'huile d'absorbeur pauvre est pompée à travers un refroidisseur d'huile, avant d'entrer en contact avec le gaz froid dans l'unité d'absorbeur. La plupart des usines utilisent du propane comme réfrigérant dans les refroidisseurs. Le glycol est injecté directement dans le flux de gaz d'entrée pour se mélanger à l'eau éventuellement présente dans le gaz afin d'empêcher le gel et la formation d'hydrates. Le mélange glycol-eau est séparé de la vapeur et du liquide d'hydrocarbures dans le séparateur de glycol, puis reconcentré par évaporation de l'eau dans une unité de régénération.

Suppression.

La prochaine étape du processus d'absorption est l'élimination ou la déméthanisation. Le méthane restant est retiré de l'huile riche dans des usines de récupération d'éthane. Il s'agit généralement d'un processus en deux phases, qui rejette d'abord au moins la moitié du méthane de l'huile riche en réduisant la pression et en augmentant la température. L'huile riche restante contient généralement suffisamment d'éthane et de propane pour rendre la réabsorption souhaitable. S'il n'est pas vendu, le gaz de tête est utilisé comme combustible de l'usine ou comme pré-saturateur, ou est recyclé vers le gaz d'entrée dans l'absorbeur principal.

Séparation

L'étape finale du processus d'absorption, la distillation, utilise des vapeurs comme milieu pour extraire les hydrocarbures souhaitables de l'huile d'absorption riche. Les alambics humides utilisent des vapeurs de vapeur comme milieu de décapage. Dans les alambics secs, les vapeurs d'hydrocarbures, obtenues à partir de la vaporisation partielle de l'huile chaude pompée à travers le rebouilleur de l'alambic, sont utilisées comme milieu d'extraction. L'alambic contrôle le point d'ébullition final et le poids moléculaire de l'huile maigre, ainsi que le point d'ébullition du mélange de produits d'hydrocarbures final.

Autres processus

Fractionnement.

C'est la séparation du mélange d'hydrocarbures souhaitable des usines d'absorption, en produits spécifiques, individuels, relativement purs. Le fractionnement est possible lorsque les deux liquides, appelés produit de tête et produit de pied, ont des points d'ébullition différents. Le processus de fractionnement comporte trois parties : une tour pour séparer les produits, un rebouilleur pour chauffer l'entrée et un condenseur pour évacuer la chaleur. La tour a une abondance de plateaux de sorte qu'il se produit beaucoup de contact avec la vapeur et le liquide. La température du rebouilleur détermine la composition du produit de fond.

Récupération de soufre.

Le sulfure d'hydrogène doit être retiré du gaz avant qu'il ne soit expédié pour la vente. Ceci est accompli dans des usines de récupération de soufre.

Cycle de gaz.

Le cyclage du gaz n'est ni un moyen de maintien de la pression ni une méthode secondaire de récupération, mais une méthode de récupération améliorée utilisée pour augmenter la production de liquides de gaz naturel à partir de réservoirs de « gaz humide ». Une fois les liquides retirés du « gaz humide » dans les usines de recyclage, le « gaz sec » restant est renvoyé au réservoir par des puits d'injection. Au fur et à mesure que le « gaz sec » recircule dans le réservoir, il absorbe plus de liquides. Les cycles de production, de traitement et de recirculation sont répétés jusqu'à ce que tous les liquides récupérables aient été retirés du réservoir et qu'il ne reste que du « gaz sec ».

Développement de sites pour la production de champs de pétrole et de gaz

Un développement important du site est nécessaire pour mettre en production un nouveau champ pétrolier ou gazier. L'accès au site peut être limité ou contraint par les conditions climatiques et géographiques. Les exigences comprennent le transport; construction; l'entretien, le logement et les installations administratives ; équipement de séparation du pétrole, du gaz et de l'eau; transport de pétrole brut et de gaz naturel; installations d'évacuation de l'eau et des déchets; et de nombreux autres services, installations et types d'équipements. La plupart d'entre eux ne sont pas facilement disponibles sur le site et doivent être fournis soit par l'entreprise de forage ou de production, soit par des entrepreneurs extérieurs.

Activités de l'entrepreneur

Les entrepreneurs sont généralement utilisés par les sociétés d'exploration et de production pétrolières et gazières pour fournir tout ou partie des services de soutien suivants requis pour forer et développer des champs de production :

• Préparation du site - débroussaillage, construction de routes, rampes et passerelles, ponts, aires d'atterrissage d'avions, port maritime, quais, quais et débarcadères
• Érection et installation - équipement de forage, électricité et services publics, réservoirs et canalisations, logements, bâtiments de maintenance, garages, hangars, bâtiments de service et d'administration
• Travaux sous-marins - installation, inspection, réparation et entretien d'équipements et de structures sous-marins
• Maintenance et réparation - maintenance préventive des équipements de forage et de production, véhicules et bateaux, machines et bâtiments
• Services contractuels - service alimentaire ; Entretien ménager; protection et sécurité des installations et du périmètre ; activité de conciergerie, de loisirs et de soutien; entreposage et distribution d'équipements de protection, de pièces de rechange et de fournitures jetables
• Ingénierie et technique - essais et analyses, services informatiques, inspections, laboratoires, analyse non destructive, stockage et manipulation d'explosifs, protection contre les incendies, permis, environnement, médecine et santé, hygiène et sécurité industrielles et intervention en cas de déversement
• Services extérieurs - téléphone, radio et télévision, égouts et ordures
• Matériel de transport et de manutention - aéronefs et hélicoptères, services maritimes, matériel de construction lourde et de manutention

Utilitaires

Que les opérations d'exploration, de forage et de production aient lieu sur terre ou en mer, de l'électricité, de l'électricité légère et d'autres services publics de soutien sont nécessaires, notamment :

• Production d'électricité - gaz, électricité et vapeur
• Eau - approvisionnement en eau douce, purification et traitement et eau de traitement
• Assainissement et drainage - eaux pluviales, traitement sanitaire et traitement et élimination des eaux usées (huileuses)
• Communications - téléphone, radio et télévision, communication informatique et par satellite
• Services publics - lumière, chauffage, ventilation et refroidissement.

Conditions de travail, santé et sécurité

Les travaux sur les appareils de forage impliquent généralement un équipage minimum de 6 personnes (primaire et secondaire foreurs, trois assistants foreurs ou aides (roughnecks) Et un tête de chat personne) relevant d'un superviseur de chantier ou d'un contremaître (outil poussoir) qui est responsable de la progression du forage. Les foreurs primaires et secondaires ont la responsabilité globale des opérations de forage et de la supervision de l'équipe de forage pendant leurs quarts de travail respectifs. Les foreurs doivent connaître les capacités et les limites de leurs équipes, car le travail ne peut progresser qu'à la vitesse du membre d'équipe le plus lent.

Des foreurs adjoints sont postés sur la plate-forme pour faire fonctionner l'équipement, lire les instruments et effectuer des travaux d'entretien et de réparation de routine. La tête de pont doit grimper près du sommet du derrick lorsque la tige de forage est introduite ou extraite du trou de puits et aide à déplacer les sections de tuyau dans et hors de la cheminée. Pendant le forage, le cathead fait également fonctionner la pompe à boue et fournit une assistance générale à l'équipe de forage.

Les personnes qui assemblent, placent, déchargent et récupèrent les pistolets perforateurs doivent être formées, familiarisées avec les dangers des explosifs et qualifiées pour manipuler les explosifs, le cordon d'amorçage et les détonateurs. Les autres personnels travaillant dans et autour des champs pétrolifères comprennent des géologues, des ingénieurs, des mécaniciens, des chauffeurs, du personnel d'entretien, des électriciens, des opérateurs de pipelines et des ouvriers.

Les puits sont forés 8 heures sur 12, sur des quarts de travail de XNUMX ou XNUMX heures, et les travailleurs ont besoin d'une expérience, de compétences et d'une endurance considérables pour répondre aux exigences physiques et mentales rigoureuses du travail. L'extension excessive d'un équipage peut entraîner un accident ou une blessure grave. Le forage nécessite un travail d'équipe et une coordination étroits afin d'accomplir les tâches de manière sûre et rapide. En raison de ces exigences et d'autres, il faut tenir compte du moral, de la santé et de la sécurité des travailleurs. Des périodes adéquates de repos et de détente, des aliments nutritifs et une hygiène et des locaux d'habitation appropriés, y compris la climatisation dans les climats chauds et humides et le chauffage dans les régions froides, sont essentiels.

Les principaux risques professionnels associés aux opérations d'exploration et de production comprennent les maladies dues à l'exposition à des éléments géographiques et climatiques, le stress lié aux longs trajets sur l'eau ou sur des terrains accidentés et les blessures corporelles. Des problèmes psychologiques peuvent résulter de l'isolement physique des sites d'exploration et de leur éloignement des camps de base et des périodes de travail prolongées requises sur les plates-formes de forage en mer et sur des sites terrestres éloignés. De nombreux autres risques propres aux opérations offshore, tels que la plongée sous-marine, sont traités ailleurs dans ce Encyclopédie.

Le travail offshore est dangereux à tout moment, tant au travail qu'en dehors. Certains travailleurs ne peuvent pas gérer le stress du travail en mer à un rythme exigeant, pendant de longues périodes, dans un confinement relatif et soumis à des conditions environnementales en constante évolution. Les signes de stress chez les travailleurs comprennent une irritabilité inhabituelle, d'autres signes de détresse mentale, une consommation excessive d'alcool ou de tabac et la consommation de drogues. Des problèmes d'insomnie, qui peuvent être aggravés par des niveaux élevés de vibrations et de bruit, ont été signalés par des travailleurs sur des plateformes. La fraternisation entre les travailleurs et les congés fréquents à terre peuvent réduire le stress. Le mal de mer et la noyade, ainsi que l'exposition à des conditions météorologiques extrêmes, sont d'autres risques liés au travail offshore.

Des maladies telles que les maladies des voies respiratoires résultent d'une exposition à des climats rigoureux, d'infections ou de maladies parasitaires dans les zones où celles-ci sont endémiques. Bien que nombre de ces maladies nécessitent encore une étude épidémiologique chez les travailleurs du forage, on sait que les travailleurs du secteur pétrolier ont souffert de périarthrite de l'épaule et de l'omoplate, d'épicondylite humérale, d'arthrose de la colonne cervicale et de polynévrite des membres supérieurs. Le potentiel de maladies résultant de l'exposition au bruit et aux vibrations est également présent dans les opérations de forage. La gravité et la fréquence de ces maladies liées au forage semblent être proportionnelles à la durée de service et à l'exposition à des conditions de travail défavorables (Duck 1983 ; Ghosh 1983 ; Montillier 1983).

Les blessures lors du travail dans les activités de forage et de production peuvent résulter de nombreuses causes, notamment des glissades et des chutes, la manipulation de tuyaux, le levage de tuyaux et d'équipements, une mauvaise utilisation des outils et une mauvaise manipulation des explosifs. Les brûlures peuvent être causées par la vapeur, le feu, l'acide ou la boue contenant des produits chimiques tels que l'hydroxyde de sodium. Des dermatites et des lésions cutanées peuvent résulter d'une exposition au pétrole brut et aux produits chimiques.

Il existe une possibilité d'exposition aiguë et chronique à une grande variété de matériaux et de produits chimiques nocifs qui sont présents dans le forage et la production de pétrole et de gaz. Certains produits chimiques et matériaux pouvant être présents en quantités potentiellement dangereuses sont répertoriés dans le tableau 2 et comprennent :

• Pétrole brut, gaz naturel et gaz de sulfure d'hydrogène pendant le forage et les éruptions
• Métaux lourds, benzène et autres contaminants présents dans le brut
• Amiante, formaldéhyde, acide chlorhydrique et autres produits chimiques et matériaux dangereux
• Matières radioactives normales (NORM) et équipements contenant des sources radioactives.

Sécurité

Le forage et la production ont lieu dans tous les types de climats et dans des conditions météorologiques variables, des jungles tropicales et des déserts à l'Arctique gelé, et des terres arides à la mer du Nord. Les équipes de forage doivent travailler dans des conditions difficiles, soumises au bruit, aux vibrations, aux intempéries, aux risques physiques et aux pannes mécaniques. La plate-forme, la table rotative et l'équipement sont généralement glissants et vibrent à cause du moteur et des opérations de forage, obligeant les travailleurs à effectuer des mouvements délibérés et prudents. Le danger existe pour les glissades et les chutes de hauteur lors de l'ascension de la plate-forme et du derrick, et il existe un risque d'exposition au pétrole brut, au gaz, à la boue et aux gaz d'échappement des moteurs. L'opération de déconnexion rapide puis de reconnexion des tiges de forage nécessite une formation, des compétences et une précision de la part des travailleurs afin d'être effectuée en toute sécurité à chaque fois.

Les équipes de construction, de forage et de production travaillant en mer doivent faire face aux mêmes risques que les équipes travaillant à terre, et avec les risques supplémentaires spécifiques au travail en mer. Celles-ci incluent la possibilité d'effondrement de la plate-forme en mer et des dispositions pour des procédures d'évacuation spécialisées et des équipements de survie en cas d'urgence. Une autre considération importante lorsque l'on travaille en mer est l'exigence de plongée en haute mer et en eau peu profonde pour installer, entretenir et inspecter l'équipement.

Feu et explosion

Il y a toujours un risque d'éruption lors de la perforation d'un puits, avec un dégagement de nuage de gaz ou de vapeur, suivi d'une explosion et d'un incendie. Un potentiel supplémentaire d'incendie et d'explosion existe dans les opérations de traitement du gaz.

Les travailleurs des plates-formes offshore et des plates-formes de forage doivent être soigneusement évalués après avoir subi un examen physique approfondi. La sélection de membres d'équipage offshore ayant des antécédents ou des preuves de maladies pulmonaires, cardiovasculaires ou neurologiques, d'épilepsie, de diabète, de troubles psychologiques et de toxicomanie ou d'alcoolisme nécessite un examen attentif. Étant donné que les travailleurs devront utiliser des équipements de protection respiratoire et, en particulier, ceux formés et équipés pour lutter contre les incendies, ils doivent être physiquement et mentalement évalués pour leur capacité à effectuer ces tâches. L'examen médical devrait comprendre une évaluation psychologique reflétant les exigences particulières du poste.

Les services médicaux d'urgence sur les plates-formes de forage et les plates-formes de production en mer devraient inclure des dispositions pour un petit dispensaire ou une clinique, doté à tout moment d'un médecin qualifié à bord. Le type de service médical fourni sera déterminé par la disponibilité, la distance et la qualité des services disponibles à terre. L'évacuation peut se faire par bateau ou par hélicoptère, ou un médecin peut se rendre sur la plate-forme ou fournir des conseils médicaux par radio au médecin à bord, si nécessaire. Un navire sanitaire peut être stationné là où un certain nombre de grandes plates-formes opèrent dans une petite zone, comme la mer du Nord, pour être plus facilement disponible et fournir rapidement des services à un travailleur malade ou blessé.

Les personnes qui ne travaillent pas réellement sur des plates-formes ou des plates-formes de forage devraient également subir des examens médicaux préalables à l'embauche et périodiques, en particulier si elles sont employées pour travailler dans des climats anormaux ou dans des conditions difficiles. Ces examens devraient tenir compte des exigences physiques et psychologiques particulières du travail.

Protection personnelle

Un programme de surveillance et d'échantillonnage de l'hygiène du travail, associé à un programme de surveillance médicale, devrait être mis en œuvre pour évaluer systématiquement l'étendue et les effets des expositions dangereuses des travailleurs. La surveillance des vapeurs inflammables et des expositions toxiques, telles que le sulfure d'hydrogène, devrait être mise en œuvre pendant les opérations d'exploration, de forage et de production. Pratiquement aucune exposition à H₂S devrait être autorisé, en particulier sur les plates-formes offshore. Une méthode efficace de contrôle de l'exposition consiste à utiliser de la boue de forage correctement pondérée pour maintenir H₂S de pénétrer dans le puits et en ajoutant des produits chimiques à la boue pour neutraliser tout H piégé₂S. Tous les travailleurs doivent être formés pour reconnaître la présence de H₂S et prendre des mesures préventives immédiates pour réduire le risque d'exposition toxique et d'explosions.

Les personnes engagées dans des activités d'exploration et de production doivent disposer et utiliser un équipement de protection individuelle approprié, notamment :

• Protection de la tête (casques et doublures imperméables)
• Gants (gants de travail résistants à l'huile et antidérapants, isolés contre le feu ou thermiques si nécessaire)
• Protection des bras (manches longues ou gantelets anti-huile)
• Protection des pieds et des jambes (bottes de sécurité imperméables aux intempéries et à l'huile avec embouts en acier et semelles antidérapantes)
• Protection des yeux et du visage (lunettes de sécurité, lunettes de protection et écran facial pour la manipulation d'acide)
• Protection de la peau contre la chaleur et le froid (crème solaire et masques pour le froid)
• Vêtements climatisés et résistants aux intempéries (parkas, vêtements de pluie)
• Si nécessaire, équipement de lutte contre l'incendie, vêtements ignifuges et tabliers ou combinaisons résistants aux acides.

Les salles de contrôle, les quartiers d'habitation et d'autres espaces sur les grandes plates-formes offshore sont généralement pressurisés pour empêcher l'entrée d'atmosphères nocives, telles que le sulfure d'hydrogène gazeux, qui peut être libéré lors de la pénétration ou en cas d'urgence. Une protection respiratoire peut être nécessaire en cas de perte de pression et lorsqu'il existe une possibilité d'exposition à des gaz toxiques (sulfure d'hydrogène), des asphyxiants (azote, dioxyde de carbone), des acides (fluorure d'hydrogène) ou d'autres contaminants atmosphériques lors de travaux en dehors des zones sous pression .

Lorsque vous travaillez autour de puits géopressurisés/géothermiques, des gants isolés et des combinaisons complètes de protection contre la chaleur et la vapeur avec alimentation en air respirable doivent être envisagés, car le contact avec la vapeur et les vapeurs chaudes peut provoquer des brûlures de la peau et des poumons.

Les harnais de sécurité et les lignes de vie doivent être utilisés sur les passerelles et les passerelles, en particulier sur les plates-formes offshore et par mauvais temps. Lors de l'escalade de plates-formes et de derricks, des harnais et des lignes de vie avec un contrepoids attaché doivent être utilisés. Les nacelles de personnel, transportant quatre ou cinq travailleurs portant des dispositifs de flottaison individuels, sont souvent utilisées pour transférer les équipages entre les bateaux et les plates-formes offshore ou les plates-formes de forage. Un autre moyen de transfert consiste à « balancer des cordes ». Les cordes utilisées pour se balancer des bateaux aux plates-formes sont suspendues directement au-dessus du bord des débarcadères, tandis que celles des plates-formes aux bateaux doivent pendre à 3 ou 4 pieds du bord extérieur.

Fournir des installations de lavage pour les travailleurs et les vêtements et suivre des pratiques d'hygiène appropriées sont des mesures fondamentales pour contrôler la dermatite et d'autres maladies de la peau. Si nécessaire, des douches oculaires d'urgence et des douches de sécurité doivent être envisagées.

Mesures de protection de sécurité

Les systèmes d'arrêt de sécurité des plates-formes pétrolières et gazières utilisent divers dispositifs et moniteurs pour détecter les fuites, les incendies, les ruptures et autres conditions dangereuses, activer les alarmes et arrêter les opérations dans une séquence logique et planifiée. Lorsque cela est nécessaire en raison de la nature du gaz ou du brut, des méthodes d'essai non destructives, telles que des inspections par ultrasons, radiographie, particules magnétiques, ressuage liquide ou visuelles, doivent être utilisées pour déterminer l'étendue de la corrosion de la tuyauterie, des tubes de chauffage, des dispositifs de traitement et les navires utilisés dans la production et le traitement du pétrole brut, des condensats et du gaz.

Des vannes d'arrêt de sécurité de surface et de sous-surface protègent les installations terrestres, les puits simples en eau peu profonde et les plates-formes de forage et de production en eau profonde multi-puits offshore, et sont activées automatiquement (ou manuellement) en cas d'incendie, de changements de pression critiques, défaillance catastrophique à la tête de puits ou autre urgence. Ils sont également utilisés pour protéger les petits puits d'injection et les puits de gaz.

L'inspection et l'entretien des grues, des treuils, des tambours, des câbles métalliques et des accessoires associés est une considération de sécurité importante dans le forage. La chute d'une colonne de pipeline à l'intérieur d'un puits est un incident grave, qui peut entraîner la perte du puits. Des blessures, et parfois des décès, peuvent survenir lorsque le personnel est heurté par un câble métallique qui se brise sous tension. Le fonctionnement sûr de la plate-forme de forage dépend également d'un travail de traction en bon état et bien entretenu, avec des catheads et des systèmes de freinage correctement réglés. Lorsque vous travaillez à terre, maintenez les grues à une distance sécuritaire des lignes électriques.

La manipulation d'explosifs pendant les opérations d'exploration et de forage doit être sous le contrôle d'une personne spécifiquement qualifiée. Certaines précautions de sécurité à prendre en compte lors de l'utilisation d'un pistolet perforateur comprennent :

• Ne frappez jamais ou ne laissez jamais tomber un pistolet chargé, ou ne faites jamais tomber de tuyaux ou d'autres matériaux sur un pistolet chargé.
• Dégagez la ligne de feu et évacuez le personnel inutile du sol de la plate-forme de forage et du sol en dessous pendant que le pistolet perforateur est abaissé et récupéré du trou du puits.
• Contrôler les travaux sur ou autour de la tête de puits pendant que le pistolet est dans le puits.
• Restreindre l'utilisation des radios et interdire le soudage à l'arc lorsque le pistolet est attaché au câble pour éviter une décharge due à une impulsion électrique accidentelle.

La planification et les exercices de préparation aux situations d'urgence sont importants pour la sécurité des travailleurs sur les plates-formes de forage et de production de pétrole et de gaz et les plates-formes offshore. Chaque type d'urgence potentielle (par exemple, incendie ou explosion, dégagement de gaz inflammables ou toxiques, conditions météorologiques inhabituelles, travailleur à la mer et nécessité d'abandonner une plate-forme) doit être évalué et des plans d'intervention spécifiques doivent être élaborés. Les travailleurs doivent être formés aux actions correctes à prendre en cas d'urgence et familiarisés avec l'équipement à utiliser.

La sécurité et la survie des hélicoptères en cas de chute dans l'eau sont des considérations importantes pour les opérations de plate-forme offshore et la préparation aux situations d'urgence. Les pilotes et les passagers doivent porter des ceintures de sécurité et, si nécessaire, un équipement de survie pendant le vol. Les gilets de sauvetage doivent être portés en tout temps, à la fois pendant le vol et lors du transfert d'un hélicoptère à une plate-forme ou un navire. Une attention particulière pour garder les corps et les matériaux sous la trajectoire de la pale du rotor est nécessaire lors de l'entrée, de la sortie ou du travail autour d'un hélicoptère.

La formation des travailleurs à terre et en mer est essentielle pour une exploitation en toute sécurité. Les travailleurs devraient être tenus d'assister à des réunions de sécurité régulières, couvrant à la fois des sujets obligatoires et d'autres sujets. Des réglementations statutaires ont été promulguées par des agences gouvernementales, notamment la US Occupational Safety and Health Administration, la US Coast Guard pour les opérations offshore et leurs équivalents au Royaume-Uni, en Norvège et ailleurs, qui réglementent la sécurité et la santé des travailleurs de l'exploration et de la production, aussi bien onshore qu'offshore. Le Code de pratique de l'Organisation internationale du travail Sécurité et santé dans la construction d'installations offshore fixes dans l'industrie pétrolière (1982) fournit des conseils dans ce domaine. L'American Petroleum Institute dispose d'un certain nombre de normes et de pratiques recommandées couvrant la sécurité et la santé liées aux activités d'exploration et de production.

Mesures de protection et de prévention contre les incendies

La prévention et la protection contre les incendies, en particulier sur les plates-formes de forage offshore et les plates-formes de production, constituent un élément important de la sécurité des travailleurs et de la poursuite des opérations. Les travailleurs doivent être formés et éduqués pour reconnaître le triangle du feu, comme indiqué dans le Incendie chapitre, tel qu'il s'applique aux liquides, gaz et vapeurs d'hydrocarbures inflammables et combustibles et aux risques potentiels d'incendie et d'explosion. Une sensibilisation à la prévention des incendies est essentielle et comprend une connaissance des sources d'inflammation telles que le soudage, les flammes nues, les températures élevées, l'énergie électrique, les étincelles statiques, les explosifs, les oxydants et les matériaux incompatibles.

Les systèmes de protection incendie passifs et actifs sont utilisés à terre et en mer.

• Les systèmes passifs comprennent l'ignifugation, la disposition et l'espacement, la conception des équipements, la classification électrique et le drainage.
• Des détecteurs et des capteurs sont installés qui activent des alarmes, et peuvent également activer des systèmes de protection automatiques, lors de la détection de chaleur, de flammes, de fumée, de gaz ou de vapeurs.
• La protection active contre l'incendie comprend les systèmes d'eau d'incendie, l'approvisionnement en eau d'incendie, les pompes, les bouches d'incendie, les tuyaux et les systèmes de gicleurs fixes ; systèmes automatiques à poudre chimique et extincteurs manuels; les systèmes au halon et au dioxyde de carbone pour les zones confinées ou fermées telles que les salles de contrôle, les salles informatiques et les laboratoires ; et les systèmes d'eau à mousse.

Les employés qui sont censés combattre les incendies, des petits incendies aux stades naissants aux grands incendies dans des espaces clos, comme sur les plates-formes offshore, doivent être correctement formés et équipés. Les travailleurs affectés en tant que chefs de brigade de pompiers et commandants d'incidents ont besoin de capacités de leadership et d'une formation spécialisée supplémentaire dans les techniques avancées de lutte contre les incendies et de contrôle des incendies.

Protection environnementale

Les principales sources de pollution de l'air, de l'eau et du sol dans la production de pétrole et de gaz naturel sont les déversements de pétrole ou les fuites de gaz sur terre ou en mer, le sulfure d'hydrogène présent dans le pétrole et le gaz s'échappant dans l'atmosphère, les produits chimiques dangereux présents dans la boue de forage contaminant l'eau ou la terre et les produits de combustion des incendies de puits de pétrole. Les effets potentiels sur la santé publique de l'inhalation de particules de fumée provenant d'incendies de champs pétrolifères à grande échelle sont très préoccupants depuis les incendies de puits de pétrole qui se sont produits au Koweït pendant la guerre du golfe Persique en 1991.

Les contrôles de la pollution comprennent généralement :

• Séparateurs API et autres installations de traitement des déchets et de l'eau
• Contrôle des déversements, y compris les barrages pour les déversements sur l'eau
• Confinement des déversements, digues et drainage pour contrôler les déversements d'hydrocarbures et détourner les eaux huileuses vers les installations de traitement.

La modélisation de la dispersion des gaz est effectuée pour déterminer la zone probable qui serait affectée par un nuage de fuites de gaz ou de vapeurs toxiques ou inflammables. Des études sur la nappe phréatique sont menées pour prévoir l'étendue maximale de la pollution de l'eau en cas de contamination par les hydrocarbures.

Les travailleurs doivent être formés et qualifiés pour fournir les premiers soins en cas de déversement et de fuite. Les entrepreneurs spécialisés dans l'assainissement de la pollution sont généralement engagés pour gérer les interventions en cas de déversement important et les projets d'assainissement.

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En 1993, la production mondiale d'électricité était de 12.3 billions de kilowattheures (Nations Unies, 1995). (Un kilowattheure est la quantité d'électricité nécessaire pour allumer dix ampoules de 100 watts pendant 1 heure.) On peut juger de l'ampleur de cette entreprise en considérant les données des États-Unis, qui produisent à eux seuls 25 % de l'énergie totale. L'industrie américaine des services publics d'électricité, un mélange d'entités publiques et privées, a produit 3.1 billions de kilowattheures en 1993, utilisant plus de 10,000 1995 unités de production (US Department of Energy 430,000). La partie de cette industrie qui appartient à des investisseurs privés emploie 200 XNUMX personnes dans l'exploitation et la maintenance électriques, avec des revenus de XNUMX milliards de dollars américains par an.

L'électricité est produite dans des centrales qui utilisent des combustibles fossiles (pétrole, gaz naturel ou charbon) ou utilisent l'énergie nucléaire ou l'hydroélectricité. En 1990, par exemple, 75 % de l'électricité française provenait des centrales nucléaires. En 1993, 62 % de l'électricité produite dans le monde provenait d'énergies fossiles, 19 % de l'hydroélectricité et 18 % du nucléaire. Les autres sources d'énergie réutilisables telles que l'éolien, le solaire, la géothermie ou la biomasse ne représentent qu'une faible proportion de la production électrique mondiale. Depuis les centrales électriques, l'électricité est ensuite transmise via des réseaux ou grilles interconnectés aux systèmes de distribution locaux et jusqu'au consommateur.

La main-d'œuvre qui rend tout cela possible a tendance à être principalement masculine et à posséder un degré élevé de compétences techniques et de connaissance du « système ». Les tâches que ces travailleurs entreprennent sont très diverses et ont des éléments communs avec les industries de la construction, de la fabrication, de la manutention, du transport et des communications. Les quelques articles suivants décrivent en détail certaines de ces opérations. Les articles sur les normes de maintenance électrique et les préoccupations environnementales mettent également en évidence les principales initiatives réglementaires du gouvernement américain qui affectent l'industrie des services publics d'électricité.

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Les êtres humains ont appris à exploiter l'énergie de l'eau courante il y a plusieurs millénaires. Depuis plus d'un siècle, l'électricité est produite à partir de l'énergie hydraulique. La plupart des gens associent l'utilisation de l'énergie hydraulique à l'endiguement des rivières, mais l'énergie hydroélectrique peut également être générée par l'exploitation des marées.

Les opérations de production hydroélectrique couvrent un vaste terrain et de nombreux climats, allant du pergélisol arctique à la forêt tropicale équatoriale. L'emplacement géographique de la centrale aura une incidence sur les conditions dangereuses qui peuvent être présentes, puisque les risques professionnels tels que les insectes et les animaux agressifs, ou même les plantes vénéneuses, varient d'un endroit à l'autre.

Une station d'hydrogénation se compose généralement d'un barrage qui emprisonne une grande quantité d'eau, un déversoir qui libère le surplus d'eau de façon contrôlée et un centrale. Digues et d'autres structures de confinement et de contrôle de l'eau peuvent également faire partie de la centrale hydroélectrique, bien qu'elles ne soient pas directement impliquées dans la production d'électricité. La centrale contient des canaux conducteurs qui guident l'eau à travers des turbines qui convertissent le flux linéaire de l'eau en un flux rotatif. L'eau tombera à travers les pales de la turbine ou s'écoulera horizontalement à travers elles. La turbine et le générateur sont connectés l'un à l'autre. Ainsi, la rotation de la turbine entraîne la rotation du rotor du générateur.

Le potentiel d'énergie électrique du débit d'eau est le produit de la masse de l'eau, de la hauteur à laquelle elle tombe et de l'accélération gravitationnelle. La masse est fonction de la quantité d'eau disponible et de son débit. La conception de la centrale déterminera la hauteur de l'eau. La plupart des conceptions puisent l'eau près du sommet du barrage, puis la rejettent au fond dans un lit de rivière en aval existant. Cela optimise la hauteur tout en maintenant un débit raisonnable et contrôlable.

Dans la plupart des centrales hydroélectriques modernes, les turbogénérateurs sont orientés verticalement. Ce sont les structures familières qui dépassent du rez-de-chaussée dans ces gares. Cependant, presque toute la structure est située sous ce qui est visible au niveau du rez-de-chaussée. Cela comprend le puits du générateur et, en dessous, le puits de la turbine et le tube d'admission et de décharge. Ces structures et les canaux de guidage de l'eau sont pénétrés à l'occasion.

Dans les centrales d'époque plus ancienne, le turboalternateur est orienté horizontalement. L'arbre de la turbine dépasse d'un mur dans la centrale électrique, où il se connecte au générateur. Le générateur ressemble à un très gros moteur électrique à boîtier ouvert de style ancien. Témoignage de la conception et de la qualité de construction de ces équipements, certaines installations du début du siècle sont toujours en activité. Certaines stations actuelles intègrent des versions mises à jour des conceptions des anciennes stations. Dans de telles centrales, le canal d'eau entoure complètement le turbogénérateur et l'entrée se fait par un carter tubulaire qui traverse le canal d'eau.

Un champ magnétique est maintenu dans les enroulements du rotor du générateur. L'alimentation de ce champ est fournie par des bancs de batteries au plomb-acide ou au nickel-cadmium remplis de soude caustique. Le mouvement du rotor et le champ magnétique présent dans ses enroulements induisent un champ électromagnétique dans les enroulements du stator. Le champ électromagnétique induit fournit l'énergie électrique qui est fournie au réseau électrique. La tension électrique est la pression électrique qui résulte de l'écoulement de l'eau. Afin de maintenir la pression électrique, c'est-à-dire la tension, à un niveau constant, il faut modifier le débit d'eau à travers la turbine. Cela se fera au fur et à mesure que la demande ou les conditions changent.

Le flux d'électricité peut provoquer des arcs électriques, comme par exemple dans l'ensemble excitateur du rotor. Les arcs électriques peuvent générer de l'ozone qui, même à de faibles niveaux, peut endommager le caoutchouc des tuyaux d'incendie et d'autres matériaux.

Les générateurs hydroélectriques produisent des courants et des tensions très élevés. Les conducteurs des générateurs se connectent à un transformateur d'unité et de celui-ci à un transformateur de puissance. Le transformateur de puissance augmente la tension et réduit le courant pour la transmission sur de longues distances. Un faible courant minimise les pertes d'énergie dues à l'échauffement pendant la transmission. Certains systèmes utilisent du gaz hexafluorure de soufre à la place des huiles conventionnelles comme isolant. Les arcs électriques peuvent produire des produits de décomposition qui peuvent être beaucoup plus dangereux que l'hexafluorure de soufre.

Les circuits électriques comprennent des disjoncteurs qui peuvent couper rapidement et de manière imprévisible le générateur du réseau électrique. Certaines unités utilisent un jet d'air comprimé pour rompre la connexion. Lorsqu'une telle unité entre en action, elle produit un niveau extrêmement élevé de bruit impulsif.

Administration et exploitation des stations

La plupart des gens connaissent les aspects de l'administration et de l'exploitation des centrales de la production hydroélectrique, qui créent généralement le profil public de l'organisation. L'administration de la centrale électrique cherche à s'assurer que la centrale fournit un service fiable. L'administration comprend le personnel de bureau impliqué dans les fonctions commerciales et techniques, et la gestion. Le personnel d'exploitation de la station comprend les directeurs et les superviseurs de l'usine et les opérateurs de processus.

L'hydrogénération est une opération de procédé, mais contrairement à d'autres opérations de procédé, comme celles de l'industrie chimique, de nombreuses stations d'hydrogénation n'ont pas de personnel d'exploitation. L'équipement de production est commandé à distance, parfois sur de longues distances. Presque toutes les activités de travail ont lieu lors de l'entretien, de la réparation, de la modification et de la mise à niveau de l'usine et de l'équipement. Ce mode de fonctionnement exige des systèmes efficaces qui peuvent transférer le contrôle de la production d'énergie à la maintenance pour éviter un démarrage inattendu.

Les dangers et la structure de gestion

Les services publics d'électricité sont traditionnellement gérés comme des organisations « ascendantes ». C'est-à-dire que la structure organisationnelle a traditionnellement fourni une voie de mobilité ascendante qui commence par des postes de niveau d'entrée et mène à la haute direction. Relativement peu d'individus entrent latéralement dans l'organisation. Cela signifie que la supervision et la gestion d'un service public d'électricité auront probablement connu les mêmes conditions de travail que les personnes qui occupent actuellement des postes de premier échelon. Une telle structure organisationnelle peut avoir des implications en ce qui concerne l'exposition potentielle des travailleurs à des agents dangereux, en particulier ceux qui ont des effets cumulatifs chroniques. Prenons par exemple le bruit. Les employés qui occupent actuellement des postes de direction pourraient eux-mêmes avoir subi une perte auditive grave lorsqu'ils étaient employés dans des emplois exposés au bruit professionnel. Leur perte auditive pourrait ne pas être détectée dans les programmes de tests audiométriques de l'entreprise, car ces programmes n'incluent généralement que les employés qui sont actuellement exposés à des niveaux élevés de bruit au travail.

Maintenance des équipements de production

La maintenance des équipements de production se subdivise en deux grands types d'activités : la maintenance électrique et la maintenance mécanique. Bien que les deux types de travail puissent se produire simultanément et côte à côte, les compétences et le travail nécessaires pour les effectuer sont complètement différents.

L'entretien peut nécessiter l'arrêt et le démantèlement d'une unité. Le débit d'eau à la prise est contrôlé par des vannes de tête. Les vannes de tête sont des structures en acier qui sont abaissées dans le canal d'admission pour bloquer l'écoulement de l'eau. Le blocage de l'écoulement permet à l'eau de s'écouler des canaux intérieurs. Le niveau d'eau au repos à la sortie de la turbine (tube de tirage) est inférieur au niveau du carter de volute et des aubes de la roue de turbine. Cela permet d'accéder à ces structures. Le carter de volute est une structure conique en forme de spirale qui dirige le flux d'eau autour de la roue de turbine de manière uniforme. L'eau passe du boîtier de défilement à travers des aubes directrices qui dirigent le débit et des aubes mobiles (portillons) qui contrôlent le volume.

Au besoin, la génératrice et la turbine peuvent être retirées de leur emplacement normal et placées au rez-de-chaussée de la centrale électrique. L'enlèvement peut être nécessaire pour repeindre ou dégraisser et réparer et remplacer les enroulements, les roulements, les freins ou les systèmes hydrauliques.

Parfois, les pales de la roue, ainsi que les portillons, les aubes directrices et les structures conductrices d'eau dans le boîtier de volute et le tube de tirage, subissent des dommages dus à la cavitation. La cavitation se produit lorsque la pression dans l'eau tombe en dessous de sa pression de vapeur. Lorsque cela se produit, des bulles de gaz se forment et la turbulence provoquée par ces bulles érode les matériaux que l'eau touche. Il peut être nécessaire de réparer les matériaux endommagés par soudage ou en réparant et en recouvrant les surfaces en acier et en béton.

Les structures en acier peuvent également nécessiter des réparations et un nouveau revêtement si elles sont corrodées.

Dangers

Il existe une variété de risques associés à la production d'énergie hydroélectrique. Certains de ces risques sont partagés par tous les employés qui travaillent dans l'industrie, tandis que d'autres sont limités à ceux qui sont impliqués dans des activités de maintenance électrique ou mécanique. La plupart des dangers qui peuvent survenir sont résumés dans les tableaux 1 et 2, qui résument également les précautions.

Tableau 1. Contrôle des expositions à certains risques chimiques et biologiques dans la production d'énergie hydroélectrique

Tableau 2. Contrôle des expositions à certains risques chimiques et biologiques dans la production d'énergie hydroélectrique

Effets environnementaux

La production d'énergie hydroélectrique a été promue comme étant respectueuse de l'environnement. Bien sûr, il apporte d'énormes avantages à la société grâce à la fourniture d'énergie et à la stabilisation du débit d'eau. Mais une telle production d'énergie n'est pas sans coût environnemental, qui a reçu ces dernières années de plus en plus de reconnaissance et d'attention du public. Par exemple, on sait maintenant que l'inondation de vastes zones de la terre et de la roche par de l'eau acide conduit à la lixiviation des métaux de ces matériaux. Une bioaccumulation de mercure a été constatée chez des poissons pêchés dans l'eau de ces zones inondées.

L'inondation modifie également les schémas de turbulence dans l'eau ainsi que le niveau d'oxygénation. Ces deux éléments peuvent avoir de graves effets écologiques. Par exemple, les montaisons de saumon ont disparu sur les rivières endiguées. Cette disparition s'est produite, en partie, parce que les poissons ne peuvent pas localiser ou traverser un chemin vers le niveau d'eau supérieur. De plus, l'eau en est venue à ressembler davantage à un lac qu'à une rivière, et l'eau calme d'un lac n'est pas compatible avec les remontées de saumon.

Les inondations détruisent également l'habitat du poisson et peuvent détruire les zones de reproduction des insectes, dont dépendent les poissons et d'autres organismes pour se nourrir. Dans certains cas, les inondations ont détruit des terres agricoles et forestières productives. L'inondation de vastes zones a également soulevé des inquiétudes concernant le changement climatique et d'autres changements dans l'équilibre écologique. La retenue d'eau douce qui était destinée à s'écouler dans une masse d'eau salée a également soulevé des inquiétudes quant aux changements de salinité.

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