École Privée d’Ingénierie du Niger — L’école du nouveau monde

✉ elearning@epiniger.edu.ne    🌐 epiniger.edu.ne

EPI e-Learning

L'école du nouveau monde · Plateforme e-Learning

Filière : Licence Professionnelle en Ingénierie Pétrolière, option Exploration et Exploitation Pétrolière (PET)

  • Sécurité, environnement, hygiène et qualité

    Le cours Sécurité, environnement, hygiène et qualité (UE5 « Gestion de projet et QHSE », semestre 4) donne au futur technicien supérieur pétrolier les bases pour travailler dans un système de management intégré QHSE : Qualité, Hygiène (santé au travail), Sécurité et Environnement. Dans l’amont comme dans l’aval (champs d’Agadem, stations de pompage du pipeline Niger–Bénin, raffinerie SORAZ de Zinder, dépôts d’hydrocarbures), un accident majeur, une pollution ou un produit hors spécification ont des conséquences humaines, environnementales, financières et d’image considérables. Le cours présente la logique de la gestion des risques (identifier, évaluer, maîtriser, suivre), les méthodes d’analyse les plus utilisées (APR, HAZOP, AMDEC, arbre des défaillances, nœud papillon), les normes ISO 9001, 14001 et 45001 et le cadre réglementaire nigérien, puis l’audit et les outils de contrôle de la qualité. Les TP sont conduits sous forme de TP guidés : analyse de risques d’une opération, contrôle d’un détecteur de gaz portable, mesure du bruit, audit interne simulé.

    Objectifs d’apprentissage

    • Définir danger, risque, criticité, accident et incident, et calculer les indicateurs de sécurité (TF, TG, TRIR).
    • Conduire une analyse de risques (APR, AMDEC, arbre des défaillances) et proposer des mesures selon la hiérarchie de prévention.
    • Connaître les exigences essentielles des normes ISO 9001, ISO 14001 et ISO 45001 et le principe du PDCA.
    • Situer les principaux textes nigériens (Code pétrolier, environnement, travail) applicables aux activités pétrolières.
    • Évaluer une exposition au bruit et hiérarchiser des aspects environnementaux.
    • Préparer et conduire un audit interne, et utiliser les outils qualité (Pareto, carte de contrôle, capabilité).

    Prérequis

    Aucun prérequis formel. Des notions de procédés pétroliers (forage, production, raffinage) et de statistiques descriptives (moyenne, écart-type) facilitent le cours.

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Fondamentaux QHSE et gestion des risques industriels
    2. Leçon 2 — Méthodes d’analyse des risques et prévention sur les sites pétroliers
    3. Leçon 3 — Normes ISO, réglementation QHSE et maîtrise de l’environnement et de l’hygiène
    4. Leçon 4 — Audit, contrôle de la qualité et amélioration continue

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 20 h de CM, 10 h de TD, 10 h de TP et 40 h de travail personnel (TPE) ; 4 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD, comptes rendus de TP guidés, quiz : 40 %) et examen terminal écrit (60 %) comportant une étude de cas QHSE.

    Bibliographie

    • Goetsch D. L., Occupational Safety and Health for Technologists, Engineers, and Managers, Pearson.
    • Center for Chemical Process Safety (CCPS), Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, Wiley.
    • Normes ISO 9001:2015, ISO 14001:2015, ISO 45001:2018 et ISO 19011:2018 (lignes directrices pour l’audit).
    • Mortureux Y., La sûreté de fonctionnement : méthodes pour maîtriser les risques, Techniques de l’Ingénieur.
    • IOGP (International Association of Oil & Gas Producers), rapports annuels Safety performance indicators.

  • Géologie de subsurface

    La Géologie de subsurface (UE4 « Géologie et exploitation pétrolière », semestre 4) apprend à « voir » sous la surface, là où se trouvent les pièges pétroliers, à plusieurs kilomètres de profondeur. Faute d’affleurements, le géologue de subsurface travaille avec des mesures indirectes : la sismique (réfraction et surtout réflexion), qui image les couches et les failles, et les données de puits (déblais, carottes, diagraphies), qui donnent la nature des roches et des fluides en un point. Le cours explique la physique des ondes sismiques, l’acquisition et le traitement, la conversion des temps en profondeurs, la construction des cartes structurales et la démarche d’exploration qui conduit à l’implantation d’un puits. Les exemples portent sur le rift de Termit (bassin d’Agadem), où la sismique 2D et 3D a guidé les découvertes. Référence principale : Telford, Geldart & Sheriff, Applied Geophysics.

    Objectifs d’apprentissage

    • Calculer impédances acoustiques, coefficients de réflexion et angles critiques.
    • Interpréter un dromochronique de réfraction et une hyperbole de réflexion (NMO).
    • Expliquer la chaîne d’acquisition et de traitement sismique (CMP, sommation, migration).
    • Convertir des temps en profondeurs (vitesses moyenne, RMS, d’intervalle ; formule de Dix) et construire une carte isobathe.
    • Déterminer une fermeture structurale et un volume de roche.
    • Corréler des puits et exploiter les diagraphies de base (GR, densité, résistivité).

    Prérequis

    Géologie structurale (failles, plis, pendages) et sédimentaire (faciès, séquences), physique des ondes (vitesse, fréquence, longueur d’onde), trigonométrie.

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Bases physiques de l’imagerie sismique
    2. Leçon 2 — Sismique réfraction et sismique réflexion
    3. Leçon 3 — Conversion temps-profondeur et modélisation des structures en profondeur
    4. Leçon 4 — Exploration en subsurface : puits, diagraphies et intégration

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 10 h de CM, 10 h de TD, 10 h de TP et 30 h de TPE ; 3 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD, comptes rendus de TP d’interprétation, quiz : 40 %) et examen terminal écrit (60 %).

    Bibliographie

    • Telford W. M., Geldart L. P. & Sheriff R. E., Applied Geophysics, 2e éd., Cambridge University Press.
    • Kearey P., Brooks M. & Hill I., An Introduction to Geophysical Exploration, Blackwell.
    • Tearpock D. J. & Bischke R. E., Applied Subsurface Geological Mapping, Prentice Hall.
    • Mari J.-L., Glangeaud F. & Coppens F., Traitement du signal pour géologues et géophysiciens, Technip.
    • Rider M. & Kennedy M., The Geological Interpretation of Well Logs, Rider-French Consulting.

  • Exploitation pétrolière

    Le cours d’Exploitation pétrolière (UE4 « Géologie et exploitation pétrolière », semestre 4) présente les techniques qui permettent d’extraire le pétrole d’un réservoir de la façon la plus complète et la plus économique possible. Il suit la vie d’un champ : production naturelle grâce à l’énergie du gisement (récupération primaire), maintien de pression par injection d’eau ou de gaz (récupération secondaire), méthodes de récupération assistée (EOR, récupération tertiaire), traitement des puits dont la productivité baisse (stimulation : acidification, fracturation hydraulique), puis gestion d’ensemble du réservoir (surveillance, courbes de déclin, activation des puits). Les exemples s’appuient sur les champs du bassin d’Agadem exploités par la CNPC, qui produisent un brut léger paraffinique, et sur la référence classique de Craft & Hawkins.

    Objectifs d’apprentissage

    • Identifier les mécanismes de drainage naturel et leurs facteurs de récupération typiques.
    • Calculer les volumes en place et une récupération primaire par expansion.
    • Expliquer l’injection d’eau (mobilité, écoulement fractionnaire, efficacités de balayage) et calculer un rapport de mobilité.
    • Décrire les méthodes EOR (thermiques, chimiques, gaz) et leurs critères de sélection.
    • Quantifier l’effet du skin et d’une stimulation sur l’indice de productivité d’un puits.
    • Analyser un déclin de production et proposer des actions d’optimisation.

    Prérequis

    Forage (architecture d’un puits, tubages, complétion), géologie de réservoir (porosité, perméabilité, saturations), notions de mécanique des fluides et d’hydraulique.

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Mécanismes de drainage et récupération primaire
    2. Leçon 2 — Récupération secondaire : injection d’eau et maintien de pression
    3. Leçon 3 — Récupération assistée (EOR) et stimulation des puits
    4. Leçon 4 — Gestion des réservoirs et optimisation de la production

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 20 h de CM, 10 h de TD, 0 h de TP et 30 h de TPE ; 3 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD, quiz, étude de cas : 40 %) et examen terminal écrit (60 %).

    Bibliographie

    • Craft B. C. & Hawkins M. F. (rév. Terry R. E.), Applied Petroleum Reservoir Engineering, Prentice Hall.
    • Ahmed T., Reservoir Engineering Handbook, Gulf Professional Publishing.
    • Green D. W. & Willhite G. P., Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series.
    • Economides M. J., Hill A. D. & Ehlig-Economides C., Petroleum Production Systems, Prentice Hall.
    • Cossé R., Le gisement, Éditions Technip (IFP).

  • Hydrologie et hydraulique

    Le cours d’Hydrologie et hydraulique (UE3 « Géologie des bassins et roches sédimentaires », semestre 4) donne au technicien pétrolier les outils pour quantifier l’eau sur un site : pluie et ruissellement sur un bassin versant, débits de crue des koris qui menacent pistes, plateformes de forage et pipelines, écoulements dans les conduites (eau industrielle, eau d’injection, brut dans un oléoduc) et dans les canaux de drainage, et écoulements souterrains vers les forages d’eau. L’hydrologie décrit et mesure le cycle de l’eau ; l’hydraulique applique la mécanique des fluides au dimensionnement des ouvrages. Les exemples sont pris dans le contexte nigérien : pluies sahéliennes intenses mais courtes, bassin d’Agadem en zone désertique, pipeline d’exportation Niger–Bénin, base vie alimentée par forage.

    Objectifs d’apprentissage

    • Décrire le cycle hydrologique et caractériser un bassin versant (surface, forme, pente, indice de compacité).
    • Calculer une pluie moyenne (moyenne arithmétique, polygones de Thiessen) et un coefficient d’écoulement.
    • Estimer un débit de crue par la méthode rationnelle et un temps de concentration.
    • Appliquer Bernoulli et Darcy-Weisbach au calcul des pertes de charge et de la puissance d’une pompe.
    • Dimensionner un canal par la formule de Manning et calculer le débit d’un puits (Dupuit).
    • Mesurer un débit et une perte de charge au laboratoire (TP).

    Prérequis

    Mathématiques (logarithmes, puissances), physique (pression, énergie), mécanique des fluides élémentaire (masse volumique, viscosité), hydrogéologie de base.

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Cycle hydrologique, bassin versant et précipitations
    2. Leçon 2 — Écoulements de surface et estimation des débits de crue
    3. Leçon 3 — Hydraulique en charge : conduites, pertes de charge et pompes
    4. Leçon 4 — Écoulements à surface libre, écoulements souterrains et TP de mesure des débits

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 20 h de CM, 6 h de TD, 4 h de TP et 30 h de TPE ; 3 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD, compte rendu de TP, quiz : 40 %) et examen terminal écrit (60 %).

    Bibliographie

    • Musy A. & Higy C., Hydrologie : une science de la nature, Presses polytechniques et universitaires romandes.
    • Réméniéras G., L’hydrologie de l’ingénieur, Eyrolles.
    • Carlier M., Hydraulique générale et appliquée, Eyrolles.
    • Chow V. T., Open-Channel Hydraulics, McGraw-Hill.
    • Rodier J. & Auvray C., Estimation des débits de crues décennales pour les bassins versants de superficie inférieure à 200 km² en Afrique occidentale, ORSTOM–CIEH.

  • Géologie des bassins

    La Géologie des bassins (UE3 « Géologie des bassins et roches sédimentaires », semestre 4) étudie la naissance, le remplissage et l’évolution des bassins sédimentaires, lieux où se forment et se piègent le pétrole et le gaz. Le cours explique pourquoi la croûte s’enfonce (subsidence), comment les sédiments s’organisent en séquences, et comment la combinaison roche mère – réservoir – couverture – piège – chronologie définit un système pétrolier. Il s’appuie constamment sur l’exemple du rift de Termit, qui abrite le bassin d’Agadem, élément du grand système de rifts d’Afrique de l’Ouest et du Centre (WCARS) d’âge crétacé à paléogène. La dernière leçon et les TP initient à la modélisation de bassin : histoire d’enfouissement, maturation thermique, évaluation du risque d’un prospect. Référence principale : Allen & Allen, Basin Analysis.

    Objectifs d’apprentissage

    • Définir un bassin sédimentaire et classer les bassins selon leur contexte géodynamique.
    • Expliquer les mécanismes de subsidence (étirement lithosphérique, refroidissement thermique, charge flexurale) et quantifier une subsidence.
    • Décrire les séquences sédimentaires et les principes de la stratigraphie séquentielle.
    • Identifier les éléments et processus d’un système pétrolier, en particulier dans le rift de Termit.
    • Construire une courbe d’enfouissement et situer la fenêtre à huile.
    • Estimer la probabilité de succès géologique et les volumes d’un prospect.

    Prérequis

    Géologie sédimentaire (faciès, milieux de dépôt, diagenèse), géologie générale et structurale (failles, plis), notions de géologie du pétrole (genèse des hydrocarbures).

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Les bassins sédimentaires : définition, mécanismes et classification
    2. Leçon 2 — Évolution tectonique et subsidence des bassins
    3. Leçon 3 — Séquences sédimentaires et systèmes pétroliers
    4. Leçon 4 — Prospection et modélisation des bassins

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 10 h de CM, 10 h de TD, 10 h de TP et 30 h de TPE ; 3 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD, comptes rendus de TP, quiz : 40 %) et examen terminal écrit (60 %).

    Bibliographie

    • Allen P. A. & Allen J. R., Basin Analysis: Principles and Application to Petroleum Play Assessment, Wiley-Blackwell.
    • Magoon L. B. & Dow W. G. (éd.), The Petroleum System — From Source to Trap, AAPG Memoir 60.
    • Biju-Duval B., Géologie sédimentaire : bassins, environnements de dépôt, formation du pétrole, Technip.
    • Gluyas J. & Swarbrick R., Petroleum Geoscience, Blackwell.
    • Genik G. J., « Petroleum geology of Cretaceous–Tertiary rift basins in Niger, Chad and Central African Republic », AAPG Bulletin, 1993.

  • Hydrogéologie

    Le cours d’Hydrogéologie (UE2 « Sciences et gestion », semestre 4) étudie l’eau souterraine : son origine, son stockage dans les roches, ses écoulements et sa qualité. Pour un technicien pétrolier, ces notions sont doublement utiles. D’une part, les réservoirs d’hydrocarbures sont des roches poreuses et perméables régies par les mêmes lois physiques que les aquifères (loi de Darcy, porosité, perméabilité) ; les eaux de formation accompagnent toujours le pétrole et leur hydrodynamique influence la position des contacts huile/eau. D’autre part, les chantiers d’exploration et d’exploitation du bassin d’Agadem consomment de l’eau souterraine (forage, camps, injection) et peuvent polluer les nappes du Continental intercalaire ou du Continental terminal, principale ressource en eau du Niger désertique. Le cours relie donc l’hydrogéologie générale (d’après Fetter) aux besoins concrets de l’industrie pétrolière nigérienne.

    Objectifs d’apprentissage

    • Décrire le cycle de l’eau et établir le bilan hydrologique d’un bassin versant ou d’un aquifère.
    • Classer les aquifères (libres, captifs, semi-captifs) et identifier les grands systèmes aquifères du Niger.
    • Mesurer et calculer porosité, perméabilité et conductivité hydraulique, et appliquer la loi de Darcy.
    • Interpréter un essai de pompage (Thiem, Jacob) pour obtenir transmissivité et coefficient d’emmagasinement.
    • Expliquer le rôle des eaux de formation et de l’hydrodynamisme dans les bassins pétroliers.
    • Évaluer un risque de pollution des eaux souterraines et proposer des mesures de protection.

    Prérequis

    Géologie générale (roches sédimentaires, stratigraphie, structures), mathématiques de base (logarithmes, puissances de dix) et notions de mécanique des fluides (pression, masse volumique).

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Cycle de l’eau, bilan hydrologique et aquifères
    2. Leçon 2 — Porosité, perméabilité et loi de Darcy
    3. Leçon 3 — Hydrodynamique des aquifères et essais de pompage
    4. Leçon 4 — Hydrogéologie des bassins pétroliers et pollution des eaux souterraines

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 10 h de cours magistral (CM), 10 h de travaux dirigés (TD), 0 h de TP et 20 h de travail personnel de l’étudiant (TPE) ; 2 crédits. Évaluation : contrôle continu (exercices de TD, quiz en ligne, 40 %) et examen terminal écrit (60 %).

    Bibliographie

    • Fetter C. W., Applied Hydrogeology, 4e éd., Prentice Hall.
    • Castany G., Principes et méthodes de l’hydrogéologie, Dunod.
    • Freeze R. A. & Cherry J. A., Groundwater, Prentice Hall.
    • de Marsily G., Hydrogéologie quantitative, Masson.
    • Kruseman G. P. & de Ridder N. A., Analysis and Evaluation of Pumping Test Data, ILRI.

  • Informatique industrielle

    Des têtes de puits d’Agadem jusqu’au terminal d’exportation, en passant par la raffinerie SORAZ et les stations de pompage du pipeline Niger–Bénin, les installations pétrolières sont pilotées par des systèmes informatiques industriels : automates programmables (API), systèmes numériques de contrôle-commande, réseaux de terrain, systèmes de supervision SCADA et interfaces homme-machine (IHM). Le technicien supérieur doit savoir lire et modifier un programme d’automate simple, diagnostiquer une entrée/sortie, comprendre comment une donnée remonte du capteur à l’écran de la salle de contrôle et exploiter correctement une IHM et ses alarmes. Ce cours à dominante pratique (14 h de TP) combine des apports théoriques et quatre TP guidés sur simulateur ou maquette : commande d’une pompe, séquence de remplissage d’un bac, communication Modbus avec une supervision et conception d’un synoptique IHM.

    Objectifs d’apprentissage

    • Décrire l’architecture d’un système automatisé et le fonctionnement cyclique d’un automate programmable.
    • Programmer des fonctions logiques, temporisations, compteurs et séquences selon la norme IEC 61131-3.
    • Mettre à l’échelle des signaux analogiques et manipuler les représentations binaire et hexadécimale.
    • Expliquer l’architecture d’un système SCADA et configurer une communication Modbus.
    • Concevoir une vue IHM lisible et une gestion d’alarmes conforme aux bonnes pratiques (ISA-101, ISA-18.2).
    • Appliquer les règles de sécurité électrique et de cybersécurité industrielle.

    Prérequis

    Connaissances de base en informatique (systèmes d’exploitation, notion d’algorithme), logique booléenne, électricité de base.

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Architecture de l’automatisation et automates programmables
    2. Leçon 2 — Programmation des automates selon l’IEC 61131-3
    3. Leçon 3 — Réseaux industriels et systèmes SCADA
    4. Leçon 4 — Interfaces homme-machine et gestion des alarmes

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 6 h de CM, 0 h de TD, 14 h de TP, 20 h de travail personnel (TPE) ; 2 crédits. Évaluation : contrôle continu fondé sur les comptes rendus et la démonstration des TP guidés (50 %), quiz en ligne, et examen terminal (50 %) comprenant un exercice de programmation et une étude de cas de supervision.

    Bibliographie

    • Bolton W., Programmable Logic Controllers, Newnes/Elsevier.
    • John K.-H., Tiegelkamp M., IEC 61131-3: Programming Industrial Automation Systems, Springer.
    • Bailey D., Wright E., Practical SCADA for Industry, Newnes.
    • Hollifield B. et al., The High Performance HMI Handbook, PAS.
    • Normes ANSI/ISA-101.01 (IHM), ANSI/ISA-18.2 (gestion des alarmes), IEC 62443 (cybersécurité des systèmes industriels).

  • Comptabilité générale

    Le technicien supérieur du pétrole ne travaille pas seulement avec des pompes et des carottes : il gère un budget de chantier, valide des bons de commande, suit les coûts d’une station ou crée un jour sa propre société de services pétroliers (maintenance, transport de brut, location de matériel, restauration de base-vie). Il doit donc comprendre la langue des chiffres de l’entreprise. Ce cours présente la comptabilité générale selon le SYSCOHADA révisé, référentiel comptable obligatoire au Niger comme dans les 17 États membres de l’OHADA (Acte uniforme relatif au droit comptable et à l’information financière, entré en vigueur en 2018 pour les comptes personnels des entités). On y étudie le bilan et le compte de résultat, l’enregistrement des opérations courantes (y compris la TVA), la comptabilité d’engagement et les travaux d’inventaire, puis une introduction à la comptabilité analytique pour calculer des coûts de revient. Les exemples sont tirés de PME nigériennes prestataires de l’industrie pétrolière ; les taux fiscaux cités (TVA 19 %, impôt sur les sociétés 30 %) sont donnés à titre indicatif et doivent être vérifiés dans la loi de finances en vigueur.

    Objectifs d’apprentissage

    • Expliquer les principes comptables et la logique de la partie double.
    • Lire et construire un bilan et un compte de résultat au format SYSCOHADA.
    • Passer les écritures courantes au journal (achats, ventes, TVA, règlements, salaires).
    • Appliquer la comptabilité d’engagement : amortissements, charges et produits constatés d’avance, charges à payer.
    • Calculer des coûts complets par la méthode des centres d’analyse et un résultat analytique.

    Prérequis

    Aucun prérequis spécifique ; aisance avec les pourcentages et les tableaux de calcul.

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Principes comptables, bilan et partie double
    2. Leçon 2 — Enregistrement des opérations courantes et TVA
    3. Leçon 3 — Comptabilité d’engagement, inventaire et compte de résultat
    4. Leçon 4 — Comptes analytiques : coûts et résultat analytique

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 14 h de CM, 6 h de TD, 0 h de TP, 20 h de travail personnel (TPE) ; 2 crédits. Évaluation : contrôle continu (exercices de TD, quiz en ligne) pour 40 % et examen terminal écrit (60 %) : écritures au journal, travaux d’inventaire, établissement d’un compte de résultat et calcul de coûts.

    Bibliographie

    • OHADA, Acte uniforme relatif au droit comptable et à l’information financière et Système comptable OHADA (SYSCOHADA révisé), 2017.
    • Grandguillot B. et F., L’essentiel de la comptabilité générale, Gualino.
    • Burlaud A., Simon C., Comptabilité de gestion, Vuibert.

  • Contrôle et régulation

    Une installation pétrolière moderne — séparateurs et stations de collecte du bassin d’Agadem, fours et colonnes de distillation de la raffinerie SORAZ, stations de pompage du pipeline Niger–Bénin — fonctionne en continu sous la surveillance de centaines de boucles de régulation. Chacune maintient automatiquement une grandeur (pression, niveau, débit, température) à sa consigne malgré les perturbations : variation de production des puits, chaleur de l’après-midi, changement de brut. Ce cours présente les principes du contrôle automatique, les capteurs et transmetteurs, les actionneurs (en particulier les vannes de régulation), puis la régulation PID et les structures de boucles utilisées dans l’industrie pétrolière. Il prépare le technicien à lire un schéma de tuyauterie et d’instrumentation (P&ID), à vérifier une chaîne de mesure 4-20 mA et à participer au réglage d’une boucle.

    Objectifs d’apprentissage

    • Décrire une boucle de régulation (mesure, consigne, régulateur, actionneur, procédé, perturbations) et lire les repères ISA d’un P&ID.
    • Choisir et étalonner un capteur-transmetteur, convertir un signal 4-20 mA en valeur physique.
    • Choisir une vanne de régulation (type, caractéristique, position de sécurité) et estimer son coefficient Cv.
    • Expliquer les actions P, I et D et régler un PID par une méthode empirique.
    • Reconnaître les structures cascade, rapport, anticipation, split-range et sélection.

    Prérequis

    Informatique industrielle (automates, signaux), mécanique des fluides, notions de mathématiques (exponentielle, dérivée, intégrale).

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Principes des systèmes de contrôle automatique
    2. Leçon 2 — Capteurs et transmetteurs
    3. Leçon 3 — Actionneurs et vannes de régulation
    4. Leçon 4 — Régulation PID et structures de boucles de contrôle

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 14 h de CM, 6 h de TD, 0 h de TP, 20 h de travail personnel (TPE) ; 2 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD, quiz en ligne) pour 40 % et examen terminal écrit (60 %) comprenant des calculs de mise à l’échelle, de réponse de procédé et de réglage PID.

    Bibliographie

    • Ogata K., Modern Control Engineering, Pearson.
    • Smith C. A., Corripio A. B., Principles and Practice of Automatic Process Control, Wiley.
    • Liptak B. G., Instrument Engineers’ Handbook, CRC Press.
    • Borne P. et al., Régulation industrielle, Technip.
    • ISA-5.1, Instrumentation Symbols and Identification ; IEC 60534 (vannes de régulation).

  • Pompes et compresseurs

    Les pompes et les compresseurs sont les « cœurs » des installations pétrolières : ils font circuler la boue de forage, remontent le brut des puits, transfèrent le pétrole des stations de collecte du bassin d’Agadem vers les centres de traitement, alimentent les unités de la raffinerie SORAZ de Zinder et maintiennent la pression dans le pipeline d’exportation Niger–Bénin (WAPCO). Les compresseurs, eux, valorisent le gaz associé (gas-lift, réinjection, gaz combustible) et alimentent les réseaux d’air instrument. Ce cours de semestre 4 donne au futur technicien supérieur les bases pour comprendre, choisir, exploiter et entretenir ces machines : lois hydrauliques, courbes caractéristiques, cavitation, machines volumétriques, compression des gaz, maintenance préventive et dépannage. Les calculs sont conduits en unités SI et en unités de champ (bbl, psi, gpm).

    Objectifs d’apprentissage

    • Calculer la hauteur manométrique, la puissance hydraulique et la puissance absorbée d’une pompe.
    • Lire une courbe caractéristique, déterminer un point de fonctionnement et appliquer les lois de similitude.
    • Évaluer le risque de cavitation par le calcul du NPSH disponible.
    • Décrire et dimensionner sommairement les pompes volumétriques (pompe à boue triplex, pompes rotatives).
    • Expliquer la compression étagée des gaz et estimer taux de compression, température de refoulement et puissance.
    • Organiser la maintenance préventive et conduire un diagnostic de panne méthodique.

    Prérequis

    Mécanique des fluides (pression, débit, équation de Bernoulli, pertes de charge), thermodynamique de base (gaz parfait, transformations adiabatiques), notions d’électrotechnique (moteurs).

    Plan du cours

    1. Leçon 1 — Notions hydrauliques de base et classification des pompes
    2. Leçon 2 — Pompes centrifuges : courbes, point de fonctionnement et cavitation
    3. Leçon 3 — Pompes volumétriques et compresseurs à gaz
    4. Leçon 4 — Maintenance préventive, surveillance et dépannage

    Modalités d’évaluation

    Volume horaire : 30 h de cours magistral (CM), 10 h de travaux dirigés (TD), 0 h de TP, 40 h de travail personnel (TPE) ; 4 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD notés, quiz en ligne, devoir surveillé) comptant pour 40 % et examen terminal écrit (60 %) comportant des exercices de calcul et une étude de cas de dépannage.

    Bibliographie

    • Bloch H. P., Budris A. R., Pump User’s Handbook: Life Extension, Fairmont Press.
    • Karassik I. J. et al., Pump Handbook, McGraw-Hill.
    • Gülich J. F., Centrifugal Pumps, Springer.
    • Brown R. N., Compressors: Selection and Sizing, Gulf Professional Publishing.
    • Normes API 610 (pompes centrifuges), API 674/675 (pompes volumétriques), API 617/618 (compresseurs), API 682 (garnitures mécaniques).