Page Précédente | Page suivante
5.1 Généralités
- Le présent chapitre décrit un cours de formation spécialisée sur la sécurité des pétroliers, sur le lavage au pétrole brut ( LPB ) et sur le fonctionnement des installations au gas inerte ( IGI ). La première semaine de cours portera principalement sur la sécurité des pétroliers tandis que la deuxième semaine sera axée sur la formation sur LPB / IGI . Cette formation consiste en un cours individuel destiné à satisfaire aux exigences de la section A-V/1 de la Convention STCW , mais la partie portant sur LPB / IGI peut être dispensée séparément aux participants qui ont terminé précédemment la formation sur la sécurité des pétroliers.
- Il est nécessaire de terminer ce cours pour obtenir un visa de Formation spécialisée pour les pétroliers sur un brevet de mécanicien ou d’officier de pont. Consulter l’article 228 du Règlement sur le personnel maritime pour obtenir plus de détails sur les exigences de ce visa et sur la formation en fonction du poste et des responsabilités du personnel à bord.
5.2 Objectifs
- Dispenser la formation requise en vertu de l’article 165 du Règlement sur le personnel maritime en vue de l’obtention d’un visa de Formation spécialisée pour les pétroliers.
- Permettre aux participants d’assumer immédiatement la responsabilité du chargement, du déchargement ou du transbordement de la cargaison et de la conduite d’équipement de chargement.
5.3 Durée
55 heures.
5.4 Prérequis
- FUM sur la sécurité de base STCW
- FUM en techniques avancées de lutte contre l’incendie
- Terminé avec succès un cours de formation approuvée de familiarisation pour pétrolier et bâtiment-citerne pour produits chimiques ou posséder un certificat ou visa de familiarisation pour pétrolier et bâtiment-citerne pour produits chimiques.
5.5 Qualités particulières requises des instructeurs
- Le principal instructeur du cours doit être titulaire d’un brevet de capitaine ou d’un brevet de mécanicien de première classe avec visa valide de Formation spécialisée pour les pétroliers, mais l’AMSP peut, dans des circonstances particulières, tenir compte de brevets inférieurs dans le cas des instructeurs possédant une expérience supplémentaire à bord de pétroliers. Si le cours se déroule sous la supervision de plusieurs instructeurs, les instructeurs adjoints doivent posséder des qualités relatives à l’industrie maritime et posséder des compétences connexes et être accrédités conformément aux dispositions du Manuel de gestion de la qualité – Normes du personnel maritime et pilotage, mentionné au chapitre 2.
5.6 Équipement requis
- 1) Équipement de protection individuelle, y compris un appareil respiratoire.
- 2) Équipement d’évacuation de citernes.
- 3) Oxygénomètre portatif et analyseur d’oxygène.
- 4) Détecteur de gaz combustible portatif.
- 5) Interféromètre portatif.
- 6) Détecteur de gaz portatif muni de tubes éprouvettes pour vapeurs et gaz.
- 7) Appareil de détection et de mesure des vapeurs d’hydrocarbures dans les espaces contenant du gaz inerte.
- 8) Appareil de réanimation.
- Guide de soins médicaux d’urgence à donner en cas d’accidents dus à des marchandises dangereuses, de l'OMI .
- Recueil IGS .
- Publication de l'OMI intitulée Guidelines for the Development of Shipboard Emergency Response Plans (Directives pour l’élaboration de plans d’intervention d’urgence de bord).
- Exemples de fiches de santé et de fiches techniques de la cargaison, de plans d’urgence et de rapports en cas de blessures et de décès.
- Matériel de présentation audiovisuel.
5.7 Description
| Sujet | Heures | |
| Théorie | Exercice pratique | |
| 1. Le pétrolier
1.1 Donner un bref aperçu de la conception et de l’évolution des pétroliers. 1.2 Décrire les types de pétroliers actuellement en service. 1.3 Discuter de la réglementation nationale et internationale visant les pétroliers. |
2 | |
| 2. Science appliquée de base
2.1 Revoir les concepts de base de la physique. 2.2 Décrire les propriétés physiques et chimiques du pétrole. 2.3 Expliquer le principe des atmosphères contrôlées des citernes. 2.4 Expliquer les principes de l’électrostatique. |
4 | |
| 3. Systèmes de manutention de chargement de pétroliers
3.1 Décrire la disposition des tuyauteries, des dispositifs de pompage et de déchargement. 3.2 Nommer les dispositifs de mesure de la cargaison et du ballast. 3.3 Comparer les installations de ventilation. 3.4 Décrire les installations de chauffage de la cargaison. 3.5 Repérer les systèmes de soutage et l’équipement de transfert des soutes à combustible. |
4 | |
| 4. Opérations des pétroliers
4.1 Planifier l’arrivée au port. 4.2 Décrire les opérations de ballastage et de déballastage. 4.3 Préparer les opérations de chargement et de déchargement. 4.4 Nommer les exigences en matière de gaz inerte. 4.5 Décrire les opérations de chargement et de déchargement de la cargaison. 4.6 Nommer les exigences en matière de lavage au pétrole brut. 4.7 Expliquer les méthodes de lavage des citernes. 4.8 Examiner la purge et le dégazage. 4.9 Décrire les méthodes générales pour les transporteurs de vrac mixte. |
4 | |
| 5. Santé et sécurité
5.1 Décrire les dangers pour la santé des cargaisons de produits pétroliers. 5.2 Décrire la fonction et l’utilisation des détecteurs de gaz. 5.3 Mettre en œuvre des mesures de contrôle de la sécurité dans des espaces clos. 5.4 Revoir les principes de la lutte contre l’incendie. |
2 | 5 |
| 6. Mesures d’urgence
6.1 Discuter des exigences d’un plan d’urgence et de son utilisation. 6.2 Décrire les dispositifs d’alarme employés en cas d’urgence à terre et à bord du navire. 6.3 Donner un aperçu des mesures de sécurité générales. |
3 | |
| 7. Sécurité des opérations au terminal
7.1 Fournir les détails de l’échange de renseignements au terminal. 7.2 Décrire les installations de mouillage du pétrolier et du terminal. 7.3 Décrire les mesures d’urgence au terminal pétrolier. |
3 | |
| 8. Prévention de la pollution
8.1 Discuter de la pollution du milieu marin par les pétroliers. 8.2 Donner un résumé des exigences réglementaires visant à prévenir la pollution. 8.3 Décrire les exigences opérationnelles de prévention de la pollution des pétroliers. 8.4 Intervenir en cas de déversements d’hydrocarbures en mer. 8.5 Superviser les opérations de transbordement. |
4 | |
| 9. Système au gaz inerte
9.1 Décrire le système au gaz inerte ( GI ). 9.2 Décrire les composants et les paramètres de conception à considérer. 9.3 Décrire les principes de fonctionnement du système au GI . 9.4 Appliquer les principes de fonctionnement aux opérations des citernes de cargaison. 9.5 Mettre en branle les mesures d’urgence. 9.6 Prescrire l’entretien, l’inspection et les essais. |
10 | |
| 10. Lavage au pétrole brut (ou
COW
, pour Crude Oil Washing)
10.1 Décrire le lavage au pétrole brut ( COW ). 10.2 Décrire les exigences réglementaires concernant le lavage au pétrole brut. 10.3 Expliquer les principes du lavage au pétrole brut. 10.4 Fournir les détails du matériel de COW et les facteurs de conception. 10.5 Appliquer les principes du COW . 10.6 Déterminer les techniques par temps froid. 10.7 Exécuter les vérifications de la liste et préparer les plans de COW . |
10 | |
| 11. Gestion de la cargaison et en cas d’urgence
11.1 Donner un résumé du Système international de gestion de la sécurité. 11.2 Élaborer des critères pour différents types d’urgences. |
4 | |
| 50 heures | 5 heures | |
| Total | 55 heures | |
5.8 Programme
Sujets et objectifs d’apprentissage
1. Le pétrolier
1.1 Donner un bref aperçu de la conception et de l’évolution des pétroliers.
1.1.1 Présenter le concept du transport de pétrole en mer.
1.1.2 Discuter de l’évolution des pétroliers.
1.1.3 Décrire la disposition générale type d’un pétrolier.
1.1.4 Nommer les installations générales des citernes et du navire.
1.1.5 Décrire les aspects de sécurité de la conception.
1.1.6 Revoir les concepts généraux de la stabilité par rapport aux facteurs de conception.
1.1.6.1 Stabilité transversale statique
1.1.6.2 Efforts longitudinaux
1.1.6.3 Effet de carène liquide
1.1.6.4 Forces de cisaillement
1.1.6.5 Moments de flexion
1.1.6.6 Arc et contre-arc
1.2 Décrire les types de pétroliers actuellement en service.
1.2.6 Faire la distinction entre :
– pétrolier
– pétrolier (ou transporteur) de brut
– transporteur de produits raffinés
– transporteur mixte
1.2.7 Faire la distinction entre un pétrolier à coque simple et un pétrolier à double coque.
1.2.8 Décrire les caractéristiques d’un pétrolier à double coque.
1.2.9 Expliquer l’expression « transporteur mixte ».
1.2.10 Nommer un transporteur minéralier-vraquier-pétrolier (OBO) et un pétrolier-minéralier (O/O).
1.3 Discuter de la réglementation nationale et internationale visant les pétroliers.
1.3.1 Faire la distinction entre les lois nationales et internationales.
1.3.2 Définir
l'OMI
comme étant la tribune internationale sur les questions visant le transport maritime.
1.3.3 Nommer les principales conventions de
l'OMI
visant les navires-citernes.
1.3.3.1 Définir la Convention
SOLAS
1974 comme étant la Convention internationale de 1974 pour la sauvegarde de la vie humaine en mer.
1.3.3.2 Définir la
MARPOL
L 73/78 comme étant la Convention internationale de 1973/1978 pour la prévention de la pollution par les navires.
1.3.3.3 Définir la
STCW
1995 comme étant la Convention internationale de 1995 sur les normes de formation des gens de mer, de délivrance de brevets et de veille.
1.3.3.4 Expliquer en quoi les modifications touchent les conventions de
l'OMI
.
1.3.4 Expliquer comment les conventions sont intégrées dans les lois nationales.
1.3.5 Établir un lien entre le certificat de sécurité de construction pour navire de charge et la
SOLAS
1974.
1.3.6 Établir un lien entre le certificat de sécurité du matériel d’armement pour navire de charge et la
SOLAS
1974.
1.3.7 Établir un lien entre le certificat international de prévention de la pollution par les hydrocarbures et la
MARPOL
L 73/78.
1.3.8 Expliquer l’utilisation des suppléments aux certificats des pétroliers.
1.3.9 Indiquer que le recueil
IGS
est le Code international de gestion de la sécurité.
1.3.10 Préciser pourquoi un système de gestion de la sécurité doit être en place comme l’exige le recueil
IGS
.
1.3.11 Nommer les agences chargées de la délivrance des brevets et certificats.
1.3.11.1 État du pavillon
1.3.11.2 Agences déléguées
1.3.12 Identifier les niveaux de responsabilité pour le navire et à terre.
1.3.12.1 Préciser que le capitaine est responsable des exigences opérationnelles.
1.3.12.2 Préciser que la réglementation locale peut régir les opérations des pétroliers.
1.3.13 Faire la distinction entre le contrôle par l’État du port et le contrôle par l’État du pavillon.
1.3.14 Expliquer comment le contrôle par l’État du port établit la conformité aux conventions internationales.
1.3.15 Nommer les règlements découlant de la
LMMC
visant les pétroliers.
2. Science appliquée de base
2.1 Revoir les concepts de base de la physique.
2.1.1 Décrire les trois états de la matière.
2.1.2 Définir les termes suivants :
2.1.2.1 Fusion
2.1.2.2 Sublimation
2.1.2.3 Évaporation
2.1.2.4 Point de fusion
2.1.2.5 Point d’ébullition
2.1.3 Décrire les termes suivants s’appliquant aux liquides :
2.1.3.1 Tension superficielle
2.1.3.2 Adhésion
2.1.3.3 Cohésion
2.1.3.4 Pression hydrostatique
2.1.3.5 Miscibilité
2.1.3.6 Solubilité
2.1.3.7 Diffusion
2.1.4 Définir la viscosité et expliquer la relation entre la viscosité et la température.
2.1.5 Définir la tension (ou pression) de vapeur saturée des liquides.
2.1.6 Définir la tension (ou pression) de vapeur réelle.
2.1.7 Définir la tension (ou pression) de vapeur Reid.
2.1.8 Décrire la diffusion, la pression et la miscibilité en fonction des gaz et de la vapeur.
2.1.9 Décrire la structure atomique et moléculaire.
2.1.9.1 Faire la distinction entre les électrons à charge positive et ceux à charge négative.
2.1.9.2 Expliquer les phénomènes d’attraction et de répulsion de corps électriquement chargés.
2.1.9.3 Donner des exemples de corps à charge négative et à charge positive.
2.1.10 Décrire l’induction d’une électrode et d’une charge.
2.1.10.1 Décrire comment une électrode chargée peut être déchargée.
2.1.10.2 Préciser comment une décharge électrique émet de l’énergie pouvant provoquer une étincelle.
2.2 Décrire les propriétés physiques et chimiques du pétrole.
2.2.1 Discuter des caractéristiques générales du pétrole brut.
2.2.1.1 Brut stabilisé
2.2.1.2 Brut sulfuré
2.2.1.3 Brut « piqué »
2.2.1.4 Brut léger
2.2.1.5 Brut de densité moyenne
2.2.1.6 Brut lourd
2.2.1.7 Point d’écoulement
2.2.1.8 Teneur en paraffine
2.2.1.9 Point de trouble
2.2.2 Expliquer les raisons pour lesquelles la composition du brut varie selon sa provenance.
2.2.3 Expliquer que le pétrole brut peut être un mélange d’hydrocarbures :
2.2.3.1 partiellement gazeux dans des conditions atmosphériques normales
2.2.3.2 liquides dans des conditions atmosphériques normales
2.2.3.3 solides dans des conditions atmosphériques normales
2.2.4 Définir les termes suivants.
2.2.4.1 Masse volumique
2.2.4.2 Densité
2.2.4.3 L’acronyme anglais
API
2.2.5 Nommer les tables de conversion employées pour la masse volumique, la densité et l’
API
.
2.2.6 Donner un bref aperçu du procédé de raffinage.
2.2.6.1 Donner des exemples de points d’ébullition des composés.
2.2.6.2 Expliquer la distillation.
2.2.6.3 Expliquer le craquage.
2.2.6.4 Nommer des exemples de produits raffinés.
2.2.7 Définir la volatilité du pétrole.
2.2.7.1 Faire le lien entre la volatilité et la tension (ou pression) de vapeur.
2.2.7.2 Faire la corrélation entre la pression (ou tension) de vapeur réelle (
PVR
) et la pression (ou tension) de vapeur Reid (
PVR
).
2.3 Expliquer le principe des atmosphères contrôlées des citernes.
2.3.1 Revoir les éléments du triangle du feu.
2.3.2 Expliquer la réaction chimique produite.
2.3.3 Expliquer comment les variables dans une citerne peuvent influer sur l’atmosphère de celle-ci après le refoulement (déchargement).
2.3.3.1 Volatilité de la cargaison dans la citerne
2.3.3.2 Température ambiante
2.3.3.3 Quantité résiduelle de produit
2.3.3.4 Distribution des gaz d’hydrocarbures
2.3.3.5 Gaz inerte
2.3.4 Expliquer pourquoi il est important de mesurer les concentrations de gaz dans la citerne.
2.3.5 Décrire le processus d’évolution des gaz dans une citerne.
2.3.6 Définir le point d’éclair.
2.3.7 Décrire comment est calculé le point d’éclair.
2.3.8 Nommer les limites réglementaires de la teneur en oxygène d’un gaz inerte.
2.3.9 Décrire la zone d’inflammabilité, la limite inférieure d’inflammabilité (
LII
) et la limite supérieure d’inflammabilité (
LSI
).
2.3.10 Nommer un diagramme d’inflammabilité.
2.3.11 Nommer les éléments essentiels d’un diagramme d’inflammabilité.
2.3.12 À l’aide d’un diagramme d’inflammabilité, décrire comment les éléments suivants influent sur l’atmosphère d’une citerne :
2.3.12.1 dégazage
2.3.12.2 purge
2.3.12.3 dilution avec de l’air
2.3.12.4 dilution critique avec de l’air
2.3.12.5 dilution avec un gaz inerte
2.3.13 Faire la distinction entre l’atmosphère inerte et l’atmosphère non inerte d’une citerne.
2.3.14 Décrire la formation de sulfure de fer pyrophorique.
2.3.15 Confirmer le risque d’inflammation du sulfure de fer pyrophorique.
2.3.16 Décrire les mesures de contrôle à prendre pour éviter l’inflammation du sulfure de fer pyrophorique.
2.4 Expliquer les principes de l’électrostatique.
2.4.1 Expliquer en quoi consiste la séparation de charge et quand elle se produit.
2.4.2 En utilisant des principes de base, expliquer la création d’un champ électrique.
2.4.3 Décrire la séparation de charge dans un conducteur dans un champ électrostatique.
2.4.4 Décrire le processus de relaxation de la charge.
2.4.5 Expliquer le maintien de la charge par isolation.
2.4.6 Expliquer le percement électrique, la décharge et l’intensité de champs électrostatiques.
2.4.7 Expliquer pourquoi l’intensité d’un champ électrique de 3000 kV par mètre est suffisante pour percer l’air ou des gaz d’hydrocarbures.
2.4.8 Discuter de l’intensité d’un champ à proximité de saillies et de l’intensité de champ globale.
2.4.9 Discuter de la décharge à proximité de saillies, de l’espace avoisinant ou entre les saillies et les objets à proximité.
2.4.10 Expliquer pourquoi la décharge d’une seule électrode risque peu de causer une explosion à bord d’un pétrolier.
2.4.11 Donner des exemples de décharges à deux électrodes et préciser quand elles peuvent se produite.
2.4.12 Décrire la libération instantanée d’énergie dans :
2.4.12.1 les conducteurs
2.4.12.2 les liquides non conducteurs
2.4.12.3 les solides non conducteurs
2.4.12.4 les conducteurs intermédiaires solides et liquides
2.4.13 Expliquer à quel moment les liquides sont considérés comme non conducteurs.
2.4.14 Définir une huile accumulatrice de charges statiques.
2.4.15 Nommer certaines huiles accumulatrices de charges statiques.
2.4.16 Expliquer la fonction et l’utilisation d’additifs antistatiques.
2.4.17 Expliquer pourquoi les distillats doivent être traités comme des huiles accumulatrices de charges statiques sauf s’ils contiennent des additifs antistatiques.
2.4.18 Nommer le procédé donnant lieu à la formation de charges statiques dans les distillats.
2.4.19 Donner un résumé des raisons pour lesquelles de faibles débits de chargement sont importants pour certains produits pétroliers.
2.4.20 Expliquer les dangers liés à la présence d’équipement monté en permanence à la partie supérieure d’une citerne et les mesures à prendre pour les atténuer.
2.4.21 Expliquer les dangers liés à la présence d’équipement et de dispositifs portatifs dans une citerne et les mesures à prendre pour les atténuer.
2.4.22 Expliquer les types d’opérations qui, effectuées dans les citernes, peuvent causer le développement de charges statiques.
2.4.23 Expliquer le risque découlant de l’admission des éléments suivants dans une atmosphère soumise à une charge statique :
2.4.23.1 vapeur
2.4.23.2 gaz inerte
2.4.23.3 dioxyde de carbone
2.4.24 Nommer le risque lié au déversement en chute libre de liquides dans une citerne de cargaison.
2.4.25 Expliquer le concept de fil de mise à la masse et de la bride isolante navire-terre.
3. Systèmes de manutention de chargement de pétroliers
3.1 Décrire la disposition des tuyauteries, des dispositifs de pompage et de déchargement.
3.1.1 Décrire les systèmes généraux de tuyauteries, notamment :
3.1.1.1 les tuyaux et les bras de chargement
3.1.1.2 la traverse de chargement
3.1.1.3 la plage de fonctionnement du bras de chargement navire-terre
3.1.1.4 la différence entre une tuyauterie et un système à débit continu
3.1.1.5 les types de tuyauteries à bord d’un transporteur de produits et d’un pétrolier de brut
3.1.1.6 les types de robinets dans un système de tuyauterie
3.1.1.7 la disposition type d’une tuyauterie de ballast d’un très gros transporteur de brut (
TGTB
)
3.1.1.8 un système d’assèchement et ses fonctions
3.1.1.9 la conduite
MARPOL
L
3.1.2 Décrire la configuration générale de la tuyauterie d’une salle de pompage.
3.1.3 Nommer les principaux types de pompes de cargaison.
3.1.3.1 La pompe centrifuge
3.1.3.2 La pompe de fond
3.1.3.3 La pompe à piston
3.1.3.4 La pompe simplex et la pompe duplex
3.1.4 Donner un aperçu des concepts élémentaires du pompage.
3.1.5 Expliquer en quoi consistent les sautes de pression (ou coups de bélier), notamment leurs risques et leurs dangers
3.1.5.1 en aval
3.1.5.2 en amont
3.1.5.3 à la pompe
3.1.6 Décrire les caractéristiques, les avantages et les inconvénients de la pompe centrifuge.
3.1.7 Expliquer la fonction de la pompe de fond, notamment sa capacité d’assèchement.
3.1.8 Décrire la pompe d’assèchement à piston.
3.1.9 Faire la distinction entre les pompes simplex et duplex.
3.1.10 Décrire les organes de robinetterie suivants et leurs fonctions.
3.1.10.1 Robinet-vanne ou robinet-vanne à glissières
3.1.10.2 Robinet à papillon
3.1.10.3 Clapet antiretour
3.1.10.4 Robinet d’arrêt d’équerre
3.1.10.5 Soupape de décharge de pompes volumétriques
3.1.11 À l’aide d’un schéma, décrire un éjecteur.
3.1.12 Expliquer comment est employé un éjecteur dans le système de cargaison et d’assèchement.
3.1.13 Préciser ce qu’est le système d’assèchement des citernes (« vac-strip ») et en expliquer l’utilisation.
3.1.14 Localiser les dispositifs d’arrêt d’urgence des pompes de cargaison.
3.1.15 Expliquer l’utilisation des dispositifs d’arrêt d’urgence à distance des pompes de cargaison.
3.2 Nommer les dispositifs de mesure de la cargaison et du ballast.
3.2.1 Expliquer l’utilisation du ruban de jaugeage par le creux.
3.2.2 Faire la distinction entre le jaugeage par le plein et le jaugeage par le creux.
3.2.3 Nommer les dispositifs électroniques de jaugeage par le creux d’un système en circuit fermé (p. ex., MMC ou hermétique).
3.2.4 Nommer les dispositifs indicateurs de niveau à bord des pétroliers.
3.2.4.1 Indicateur mécanique à flotteur
3.2.4.2 Indicateur électrique asservi
3.2.4.3 Jauge à capacitance électrique
3.2.4.4 Jauge à barbotage (« Bubbler »)
3.2.4.5 Jauge pneumatique ou hydraulique, à cellule fermée
3.2.4.6 Autres manomètres à différentiel de pression
3.2.4.7 Jauge ultrasonique et acoustique
3.2.4.8 Jauge de détection de surface
3.2.5 À l’aide de diagrammes, décrire le principe élémentaire de fonctionnement d’un indicateur de niveau de liquide radar de citerne.
3.2.6 Expliquer l’importance d’employer des dispositifs de mesure fiables et précis.
3.2.7 Décrire les mesures de contrôle à prendre pour éviter le trop-plein d’une citerne
3.2.7.1 par l’utilisation d’avertisseurs de niveau élevé ou de systèmes de contrôle de trop-plein
3.2.7.2 par l’utilisation de jauges et de méthodes de contrôle de remplissage des citernes
3.2.8 Expliquer pourquoi il est dangereux de dépasser la pression nominale de refoulement d’une citerne de cargaison.
3.3 Comparer les installations de ventilation.
3.3.1 Nommer les raisons pour lesquelles il faut ventiler les espaces de chargement et de ballast.
3.3.2 Discuter de l’évolution des gaz provenant des citernes de cargaison.
3.3.3 Expliquer l’importance de la dispersion des gaz.
3.3.4 Décrire les conditions d’air calme et les risques à la sécurité.
3.3.5 Mettre en évidence des modèles types de dispersion des gaz.
3.3.6 Discuter des facteurs influant sur la dispersion des gaz.
3.3.7 Préciser les exigences réglementaires visant les installations de ventilation.
3.3.8 Décrire les dispositifs de ventilation des citernes indépendantes et mixtes.
3.3.9 Décrire les dispositifs d’isolation des citernes mixtes.
3.3.10 Décrire le robinet à pression-dépression.
3.3.11 À l’aide d’un schéma, montrer les emplacements types des robinets à pression-dépression.
3.3.12 Expliquer les raisons de l’installation de pare-flammes dans les installations de ventilation.
3.3.13 Décrire l’utilisation d’un robinet à grande vitesse (à grand débit).
3.3.14 Expliquer l’utilisation du tuyau de purge.
3.4 Décrire les installations de chauffage de la cargaison.
3.4.1 Nommer les produits pétroliers (huiles) pouvant nécessiter un réchauffage.
3.4.2 Nommer des exemples de produits pétroliers (huiles) qui ne doivent jamais être réchauffés.
3.4.3 Décrire les conditions froides influant sur le besoin de chauffage du pétrole.
3.4.4 Décrire l’emplacement des citernes pouvant influer sur les exigences de chauffage.
3.4.4.1 Citernes latérales
3.4.4.2 Citernes centrales
3.4.4.3 Installations à double coque
3.4.5 Décrire une installation type à serpentin de vapeur.
3.4.6 Expliquer comment détecter la contamination dans un serpentin de vapeur.
3.4.7 Comparer le chauffage à la vapeur et le chauffage thermique du pétrole.
3.4.8 Énoncer les inconvénients des serpentins de vapeur.
3.4.9 Expliquer l’importance d’une bonne régulation de la température de la cargaison.
3.4.10 Expliquer comment la température influe sur le point d’écoulement, la viscosité et le point de trouble.
3.4.11 Décrire brièvement les exigences de chauffage et de transport du bitume à bord de navires spécialisés.
3.4.12 Expliquer l’importance de ne pas dépasser la température nominale du revêtement des citernes.
3.5 Repérer les systèmes de soutage et l’équipement de transfert des soutes à combustible.
3.5.1 À l’aide d’un schéma, montrer la disposition type de la tuyauterie de la soute à combustible.
3.5.2 À l’aide d’un plan, montrer la disposition type d’une soute à combustible.
3.5.3 Identifier les dispositifs d’arrêt d’urgence des pompes de transfert de combustible.
3.5.4 Identifier les dangers liés à la présence d’hydrocarbures légers dans le plafond de la soute.
3.5.5 Expliquer l’utilisation d’un explosimètre pour mesurer l’inflammabilité dans le plafond de la soute.
3.5.6 Décrire les mesures de sécurité à prendre pendant la manutention, l’entreposage ou le transport de mazout résiduel.
4. Opérations des pétroliers
4.1 Planifier l’arrivée au port.
4.1.1 Indiquer les renseignements fournis au pétrolier avant son arrivée au port.
4.1.2 Indiquer les renseignements fournis à terre avant l’arrivée du pétrolier.
4.1.3 Effectuer toutes les vérifications (listes) avant l’arrivée.
4.1.4 Préparer un plan de chargement, de déchargement, de lavage au pétrole brut, de ballastage et de déballastage.
4.1.5 Inspecter et tester les installations pertinentes de manutention des cargaisons.
4.1.6 Préparer le matériel de lutte contre l’incendie en vue de la manutention des cargaisons.
4.1.7 Nommer le personnel affecté à la manutention des cargaisons.
4.2 Décrire les opérations de ballastage et de déballastage.
4.2.1 Décrire les facteurs influant sur la quantité de ballast et sur les citernes à utiliser.
4.2.2 Discuter des contraintes (forces) exercées pendant les opérations de ballastage.
4.2.3 Discuter des exigences de tirant d’eau, de tirant d’eau minimum et d’assiette.
4.2.4 Discuter des problèmes de stabilité à l’état intact des citernes de double fond pendant le ballastage (et la manutention de la cargaison).
4.2.5 Décrire le déroulement type des opérations de ballastage et de déballastage.
4.2.5.1 Pour pétrolier à simple coque
4.2.5.2 Pour pétrolier à double coque
4.2.5.3 Citerne de ballast par gros temps
4.2.5.4 Citerne de ballast propre
4.2.5.5 Ballasts séparés
4.2.5.6 Renouvellement du ballast en mer
4.2.6 Donner un aperçu des exigences internationales pour le renouvellement des eaux de ballast.
4.2.7 Décrire les dispositifs d’assèchement des citernes de ballast.
4.2.8 Donner un aperçu des méthodes et des restrictions visant les eaux de ballast contaminées.
4.2.9 Discuter de l’utilisation de la citerne à résidus.
4.2.10 Expliquer les limites visant le rejet des eaux de ballast en mer et au port.
4.3 Préparer les opérations de chargement et de déchargement.
4.3.1 Exécuter les vérifications (listes) de sécurité navire-terre.
4.3.2 À l’aide de la liste de vérifications navire-terre, discuter des aspects généraux de la sécurité.
4.3.3 Calculer la capacité de chargement.
4.3.4 Préparer l’installation de manutention des cargaisons.
4.3.5 Décrire l’utilisation et le raccordement des tuyaux de cargaison et les mesures de sécurité connexes
4.3.5.1 Utilisation des tuyaux du terminal
4.3.5.2 Utilisation des tuyaux du navire
4.3.6 Décrire l’utilisation et le raccordement des bras de chargement et les mesures de sécurité connexes.
4.3.7 Discuter du déroulement de la manutention des cargaisons à bord du navire et à terre.
4.3.8 Discuter des méthodes d’arrêt en cas d’urgence.
4.4 Nommer les exigences en matière de gaz inerte.
4.4.1 Identifier les pétroliers qui doivent être dotés d’une installation au gaz inerte.
4.4.2 Indiquer les exceptions à cette exigence.
4.4.3 Indiquer les exigences d’une installation au
GI
pour les pétroliers dotés d’une installation de lavage au brut.
4.4.4 Définir un gaz inerte.
4.4.5 À l’aide d’un diagramme d’inflammabilité, décrire l’effet du gaz inerte.
4.4.6 Énumérer les exigences de base d’une installation au
GI
4.4.6.1 pour rendre inerte l’atmosphère de citernes vides
4.4.6.2 pour assurer un contrôle de l’atmosphère pendant les opérations de manutention des cargaisons
4.4.6.3 pour purger les citernes avant le dégazage
4.4.6.4 pour faire l’appoint de la pression au besoin
4.5 Décrire les opérations de chargement et de déchargement de la cargaison.
4.5.1 Discuter des méthodes de chargement et des pratiques de travail sécuritaire.
4.5.1.1 Par gravité du quai au navire
4.5.1.2 Débits initial et maximal de pompage au navire
4.5.1.3 Échantillons de membrures
4.5.1.4 Surveillance des citernes pendant le chargement
4.5.1.5 Remplissage
4.5.1.6 Périodes de relaxation avant le jaugeage et le prélèvement d’échantillons
4.5.2 Discuter des méthodes de déchargement et des pratiques de travail sécuritaire.
4.5.2.1 Séquence d’ouverture des robinets navire-terre
4.5.2.2 Mise en marche et surveillance des pompes de cargaison
4.5.2.3 Clapets antiretour (terre)
4.5.2.4 Débits initial et maximal de pompage à terre
4.5.2.5 Surveillance des citernes pendant le déchargement
4.5.2.6 Mesures de sécurité et risques, purge des canalisations
4.5.3 Préciser ce qu’est la publication Ship to Ship Transfer Guide (Petroleum) de l’
ICS
.
4.5.4 Énoncer les méthodes spéciales de transbordement entre navires.
4.6 Préciser les exigences de lavage au pétrole brut.
4.6.1 Définir le lavage au pétrole brut (ou
COW
, pour Crude Oil Washing).
4.6.2 Préciser pourquoi le lavage au pétrole brut est obligatoire à bord de nombreux pétroliers de brut.
4.6.3 Nommer les règles internationales exigeant le lavage au pétrole brut des citernes de cargaison (sous réserve de certaines dispositions opérationnelles).
4.6.4 Faire la distinction entre le lavage à l’eau et le lavage au pétrole brut.
4.6.5 Extraire les exigences minimales de lavage au pétrole brut de la
MARPOL
L.
4.7 Expliquer les méthodes de lavage des citernes.
4.7.1 Donner les raisons motivant le lavage des citernes.
4.7.2 Décrire l’aménagement de la tuyauterie de lavage des citernes, des pompes et des dispositifs d’assèchement.
4.7.3 Énumérer les risques liés au lavage des citernes.
4.7.4 Énoncer les mesures de sécurité à prendre pendant le lavage des citernes.
4.7.5 Dire pourquoi le lavage des citernes doit être effectué en atmosphère inerte.
4.7.6 Énoncer les mesures de sécurité à prendre pendant le lavage d’une citerne non inerte.
4.7.7 Décrire les techniques de lavage des citernes.
4.7.7.1 À l’eau froide
4.7.7.2 À l’eau chaude
4.7.7.3 À l’aide de produits chimiques
4.7.7.4 À l’aide de machines portatives
4.7.7.5 À l’aide de machines fixes
4.7.7.6 Emploi de machines programmables et non programmables
4.7.8 Décrire les modes à cycle ouvert et à cycle fermé.
4.7.9 Planifier une séquence type de lavage des citernes.
4.7.10 Dire pourquoi l’enlèvement des résidus des citernes doit se faire conformément aux règlements.
4.7.11 Expliquer l’emploi de citernes à résidus.
4.7.12 Identifier les risques liés au remplissage excessif des citernes à résidus.
4.8 Discuter de la purge et du dégazage.
4.8.1 Définir le terme dégazage.
4.8.2 Définir le terme purge.
4.8.3 Nommer les raisons motivant le dégazage.
4.8.4 Décrire les mesures de sécurité à prendre pendant le dégazage.
4.8.5 À l’aide d’un diagramme d’inflammabilité, expliquer la séquence de purge et de dégazage pour éviter la zone d’inflammabilité.
4.8.6 Donner les détails des dispositifs de dégazage.
4.8.6.1 Ventilateurs portatifs
4.8.6.2 Matériel fixe de dégazage
4.8.6.3 Emploi de l’admission de
GI
4.8.7 Décrire les méthodes de dégazage.
4.8.8 Définir l’expression citerne dégazée.
4.8.9 Énumérer le matériel utilisé pour l’essai de dégazage d’une citerne.
4.8.10 Préciser comment une citerne peut de nouveau contenir du gaz dangereux.
4.8.11 Discuter des dispositifs de fixation des canalisations de
GI
des citernes.
4.9 Décrire les méthodes générales pour les transporteurs de vrac mixtes.
4.9.1 Préparer les soutes pour leur passage de cargaisons de vrac à des cargaisons de pétrole.
4.9.2 Énoncer d’autres mesures de sécurité qu’il est nécessaire de prendre avant le chargement de cargaisons de pétrole.
4.9.3 Identifier les risques propres aux transporteurs mixtes transportant des cargaisons de pétrole.
4.9.4 Identifier les risques propres aux transporteurs mixtes pendant le chargement et le déchargement de cargaisons de pétrole.
4.9.5 Préparer les soutes pour leur passage de cargaisons de pétrole à des cargaisons de vrac sec.
4.9.6 Énoncer les exigences relatives aux résidus lorsque le navire est utilisé comme transporteur de vrac sec.
4.9.7 Expliquer l’emploi des listes de vérifications de changement de cargaisons.
5. Santé et sécurité
5.1 Décrire les dangers pour la santé des cargaisons de produits pétroliers.
5.1.1 Énumérer les composants toxiques types des gaz de pétrole.
5.1.2 Énumérer les principaux composants toxiques des gaz inertes.
5.1.3 Décrire de façon générale les principaux risques auxquels peut s’exposer le personnel du navire.
5.1.3.1 Toxicité et critères pour la mesurer
5.1.3.2 Intoxication – ingestion, inhalation et absorption
5.1.3.3 Gaz de pétrole et complications pour la personne
5.1.3.4 Manque d’oxygène et ses effets
5.1.3.5 Effets des divers composants des gaz de combustion
5.1.4 Discuter des risques et des dangers liés au sulfure d’hydrogène.
5.1.4.1 Présenter le sulfure d’hydrogène comme étant un gaz dangereux.
5.1.4.2 Nommer les cargaisons pouvant contenir du sulfure d’hydrogène.
5.1.4.3 En décrire les propriétés physiques.
5.1.4.4 Décrire les effets physiques sur le corps humain.
5.1.4.5 Décrire les mesures de sécurité à prendre pendant la manutention de cargaisons riches en sulfure d’hydrogène.
5.1.5 Décrire les fiches signalétiques (
FS
) (aussi appelées fiches techniques santé-sécurité).
5.1.5.1 Expliquer l’utilisation des
FS
.
5.1.5.2 Expliquer chacune des sections des FC.
5.1.5.3 Énoncer la périodicité des
FS
.
5.1.6 Faire la distinction entre les fiches signalétiques (
FS
) et les fiches signalétiques (de danger) de la cargaison.
5.1.7 Discuter des procédures générales de premiers soins.
5.2 Décrire la fonction des explosimètres (ou indicateurs de gaz).
5.2.1 Décrire le principe de fonctionnement des instruments suivants.
5.2.1.1 Explosimètre à filament catalytique
5.2.1.2 Explosimètre à filament chauffant non catalytique
5.2.1.3 Indicateur d’indice de réfraction
5.2.1.4 Tubes détecteurs d’agents chimiques
5.2.1.5 Oxygénomètre à détecteurs paramagnétiques
5.2.1.6 Analyseur d’oxygène à détecteur électrolytique
5.2.1.7 Analyseur d’oxygène à liquide d’absorption sélective
5.2.2 Exécuter les vérifications de l’instrument et prendre la mesure des gaz.
5.2.3 Déterminer la convenance de chaque explosimètre.
5.2.4 Expliquer le rôle du chimiste de marine.
5.2.5 Préciser ce qu’est le certificat (ou attestation) de dégazage et le décrire.
5.2.6 Donner les détails des permis de travaux et les raisons motivant leur utilisation.
5.2.7 Expliquer les expressions « équipement à sécurité intrinsèque », « équipement ignifuge » et « équipement à sécurité accrue ».
5.3 Mettre en œuvre des mesures de contrôle de la sécurité dans des espaces clos.
5.3.1 Définir un espace clos.
5.3.2 Identifier des espaces clos.
5.3.3 Identifier des risques potentiels.
5.3.4 Discuter du rôle et des fonctions d’une « personne responsable ».
5.3.5 Revoir les exigences du
SGS
.
5.3.5.1 Systèmes de permis de travaux
5.3.5.2 Réunions de planification des travaux
5.3.6 Analyser les listes de vérifications.
5.3.7 Évaluer les dangers avant l’entrée.
5.3.8 Recommander des procédures et des pratiques relatives à la sécurité dans la salle des pompes.
5.3.8.1 Énumérer des sources de fuites dans la salle des pompes.
5.3.8.2 Décrire les installations de lutte contre l’incendie dans la salle des pompes.
5.3.8.3 Revoir les installations de ventilation requises dans la salle des pompes.
5.3.8.4 Énumérer l’équipement de protection dans la salle des pompes.
5.3.8.5 Donner les listes de vérifications d’entrée dans la salle des pompes.
5.3.9 Recommander des procédures et des pratiques relatives à la sécurité pour entrer dans les citernes.
5.3.9.1 Énumérer les mesures de sécurité à prendre avant d’entrer dans les citernes.
5.3.9.2 Identifier les procédures d’essai de l’atmosphère des citernes.
5.3.9.3 Énumérer l’équipement requis.
5.3.9.4 Énumérer le personnel clé.
5.3.9.5 Analyser les listes de vérifications d’entrée dans les citernes.
5.3.10 Expliquer les méthodes d’atténuation ou de suppression des dangers.
5.3.11 Réévaluer les dangers.
5.3.12 Simuler l’exécution des mesures d’urgence pour entrer dans les citernes et pour en sortir, à l’aide :
5.3.12.1 d’équipement d’évacuation des citernes
5.3.12.2 d’équipement de réanimation
5.3.12.3 d’un appareil respiratoire autonome
5.4 Revoir les principes de lutte contre l’incendie.
5.4.1 Expliquer les principes de la prévention des incendies.
5.4.2 Énumérer des sources d’émission de vapeurs inflammables de la cargaison.
5.4.3 Indiquer des sources possibles d’inflammation à bord de pétroliers.
5.4.4 Énumérer les méthodes et les mesures de lutte contre l’incendie et en discuter.
5.4.4.1 Installation à eau
5.4.4.2 Installation à mousse
5.4.4.3 Installation au gaz inerte
5.4.4.4 Installation à poudre chimique
5.4.4.5 Installation au dioxyde de carbone
5.4.5 Revoir les règlements pour la protection des citernes à cargaison, de la surface de pont des citernes à cargaison et des salles des pompes.
6. Mesures d’urgence
6.1 Discuter de l’utilisation et des exigences d’un plan d’urgence.
6.1.1 Présenter un plan d’urgence en cas de pollution par les hydrocarbures.
6.1.2 Décrire d’autres plans d’urgence pour pétroliers.
6.1.3 Énumérer les renseignements qui doivent être disponibles.
6.1.4 Revoir les éléments d’une organisation d’urgence.
6.1.5 Simuler l’exécution des mesures requises dans différentes situations d’urgence.
6.2 Décrire les dispositifs d’alarme employés en cas d’urgence à terre et à bord du navire.
6.2.1 Décrire les divers dispositifs d’alarme employés à bord du navire en cas d’urgence, notamment :
6.2.1.1 alarme générale
6.2.1.2 alarme incendie
6.2.1.3 alarme au CO2
6.2.2 Décrire d’autres dispositifs d’alarme importants, notamment :
6.2.2.1 alarme au gaz inerte
6.2.2.2 alarme de niveau élevé
6.2.2.3 alarmes dans la salle des machines
6.2.2.4 alarmes à la passerelle
6.2.2.5 alarmes dans les emménagements
6.2.2.6 alarmes dans la cuisine
6.2.3 Décrire les dispositifs d’alarme employés en cas d’urgence à terre et au terminal.
6.3 Donner un aperçu des mesures de sécurité générales.
6.3.1 Décrire brièvement l’utilisation et le contenu général du manuel ISGOTT.
6.3.2 Pour plus de renseignements et de directives, nommer d’autres publications relatives à la sécurité des navires-citernes.
6.3.3 Utiliser le manuel ISGOTT pour discuter
6.3.3.1 des mesures de sécurité générales à bord des navires-citernes
6.3.3.2 des mesures de sécurité générales lorsque le navire-citerne se trouve à un poste d’amarrage de pétroliers
6.3.3.3 des mesures de sécurité avant et pendant des opérations de manutention de la cargaison
6.3.4 Utiliser des études de cas pour analyser des situations d’urgence antérieures.
7. Sécurité des opérations au terminal
7.1 Fournir les détails de l’échange de renseignements au terminal.
7.1.1 Énumérer les renseignements fournis au terminal par le navire.
7.1.1.1 Tirant d’eau et assiette du pétrolier à l’arrivée
7.1.1.2 Tirant d’eau et assiette maximums à la fin de l’opération de manutention de la cargaison/du ballastage
7.1.1.3 État des citernes de cargaison (atmosphère inerte, nettoyage, lavage au pétrole brut, etc.)
7.1.1.4 Heure prévue de toutes les opérations de manutention des cargaisons/de ballastage
7.1.1.5 Réparations pouvant retarder les opérations de manutention de la cargaison
7.1.2 Énumérer les renseignements fournis au navire par le terminal.
7.1.2.1 Profondeur d’eau au point d’accostage à marée basse
7.1.2.2 Côté d’accostage, caractéristiques particulières du poste d’accostage
7.1.2.3 Diamètre des tuyaux/bras de chargement à raccorder (disponibilité de réducteurs) et limites de fonctionnement
7.1.2.4 Exigences relatives à l’amarrage
7.1.2.5 Vitesse et angle maximums d’approche
7.1.2.6 Renseignements pertinents sur la manutention de la cargaison et méthodes de manutention
7.1.2.7 Passerelle d’embarquement – navire ou terre
7.1.2.8 Communications
7.1.2.9 Alarmes et mesures d’urgence
7.1.2.10 Restrictions relatives aux réparations effectuées à quai
7.1.3 Énumérer les vérifications des listes à effectuer par le personnel du navire et à terre.
7.2 Décrire les installations de mouillage du pétrolier et du terminal.
7.2.1 Décrire les principes généraux du mouillage.
7.2.2 Décrire les forces exercées sur le navire.
7.2.2.1 Vent
7.2.2.2 Vagues/houle/seiche (oscillation du niveau d’eau dans les lacs)
7.2.2.3 Courants
7.2.2.4 Marées
7.2.2.5 Glaces
7.2.2.6 Vagues des navires contrebordiers
7.2.3 Déterminer la façon dont les forces s’exercent sur les amarres.
7.2.4 Discuter de la répartition des charges.
7.2.5 Discuter de la disposition optimale des amarres.
7.2.6 Discuter des risques que pose l’utilisation d’amarres mélangées.
7.2.7 Décrire le treuil à tambour cloisonné et la bonne façon d’utiliser les câbles en acier.
7.2.8 Décrire les installations d’amarrage à point unique.
7.3 Décrire les mesures d’urgence au terminal pétrolier.
7.3.1 Identifier le matériel de lutte contre l’incendie disponible à quai.
7.3.2 Identifier le matériel de lutte contre l’incendie à eau disponible.
7.3.3 Identifier les dispositifs d’alarme type à terre et au terminal.
7.3.4 Identifier les moyens de communication en cas d’urgence entre le navire et la terre.
7.3.5 Préciser le moment auquel il est nécessaire de mettre fin d’urgence aux opérations de manutention de la cargaison.
7.3.6 Indiquer les chemins d’évacuation du navire à terre et aux zones du quai.
7.3.7 Décrire le contenu général et les éléments du plan d’urgence d’un terminal.
8. Prévention de la pollution
8.1 Discuter de la pollution du milieu marin par les pétroliers.
8.1.1 Utiliser des statistiques pour montrer les principaux incidents de pollution à l’échelle mondiale.
8.1.2 Donner des exemples de la façon dont se produit la pollution par les pétroliers
8.1.2.1 au port
8.1.2.2 en mer
8.1.3 Donner des exemples de dommages au milieu marin dus à la pollution par les hydrocarbures.
8.1.4 Préciser les pénalités encourues pour la pollution des eaux canadiennes.
8.1.5 Donner des exemples d’amendes pour la pollution des eaux canadiennes.
8.2 Donner un résumé des exigences réglementaires visant à prévenir la pollution.
8.2.1 Nommer les conventions et les règlements internationaux visant les pétroliers.
8.2.2 Identifier les navires auxquels s’applique l’annexe I (modifiée) de la
MARPOL
L 73/78.
8.2.3 Indiquer les annexes pertinentes de la
MARPOL
L 73/78 visant les pétroliers.
8.2.4 Indiquer les principales dispositions de l’annexe I de la
MARPOL
L visant les points suivants.
8.2.4.1 Exigences relatives aux locaux machines
8.2.4.1.1 Résidus huileux des citernes
8.2.4.1.2 Raccord normalisé de refoulement
8.2.4.1.3 Équipement de filtration du pétrole
8.2.4.1.4 Contrôle du refoulement de pétrole
8.2.4.2 Capacité séparée de ballast
8.2.4.3 Double coque et doubles fonds
8.2.4.4 Cargaison de pétrole lourd
8.2.4.5 Protection du fond de la salle des pompes
8.2.4.6 Capacité de survie en cas de dommages
8.2.4.7 Limite de la taille des citernes
8.2.4.8 Capacités de citernes à résidus
8.2.4.9 Disposition de la tuyauterie de refoulement à la mer
8.2.5 Décrire les installations de remorquage en cas d’urgence.
8.2.6 Identifier les règlements relatifs à la prévention de la pollution découlant de la
LMMC
.
8.2.7 Se conformer aux règlements relatifs à la prévention de la pollution découlant de la
LMMC
.
8.2.8 Décrire un certificat international de prévention de la pollution par les hydrocarbures (
CIPPH
) et un certificat canadien de prévention de la pollution par les hydrocarbures (
CCPPH
) et leurs suppléments.
8.3 Décrire les exigences opérationnelles de prévention de la pollution des pétroliers.
8.3.1 Se conformer aux dispositions relatives au refoulement en ayant recours au système de commande et de surveillance du refoulement d’hydrocarbures (système
ODMAC
).
8.3.2 Décrire les différents principes s’appliquant à la mesure de la teneur en hydrocarbures.
8.3.2.1 Fluorescence ultraviolette
8.3.2.2 Mesure de turbidité
8.3.2.3 Absorption de lumière
8.3.2.4 Mesure des gaz
8.3.2.5 Absorption infrarouge
8.3.3 Décrire les mesures à prendre en cas de mauvais fonctionnement du système
ODMAC
.
8.3.4 Discuter de la tenue de dossiers.
8.3.5 À l’aide d’un schéma, expliquer le principe de fonctionnement d’un détecteur portatif d’interface huile/eau.
8.3.6 Déterminer l’interface huile/eau dans une citerne à résidus.
8.3.7 Décrire la procédure de chargement sur résidus pour les pétroliers de brut.
8.3.8 Discuter de la raison motivant l’aménagement d’installations de réception et des exigences connexes.
8.3.9 Préparer les inscriptions pour les registres des hydrocarbures (parties I et II).
8.4 Intervenir en cas de déversements d’hydrocarbures en mer.
8.4.1 Identifier les dispositions obligatoires en vertu de la
MARPOL
L 73/78, telle que modifiée, s’appliquant au plan d’urgence du navire en cas de pollution par les hydrocarbures.
8.4.2 Identifier les exigences du plan d’intervention d’urgence en cas de pollution par les hydrocarbures causée par les navires (
SOPEP
) en vertu de la Convention internationale de 1990 sur la préparation, la lutte et la coopération en matière de pollution par les hydrocarbures.
8.4.3 Identifier les lignes directrices, telles que modifiées, visant l’élaboration de plans d’urgence en cas de pollution par les hydrocarbures.
8.4.4 Faire la distinction entre le plan d’intervention d’urgence en cas de pollution par les hydrocarbures causée par les navires (
SOPEP
) et le plan d’intervention d’urgence en cas de pollution du milieu marin par les navires (
SMPEP
).
8.4.5 Décrire les exigences relatives à un plan d’intervention d’urgence en cas de pollution par les hydrocarbures causée par les navires (
SOPEP
).
8.4.6 Montrer un exemple de plan
SOPEP
.
8.4.7 Analyser le comportement des déversements d’hydrocarbures.
8.4.7.1 Altération aux intempéries
8.4.7.2 Propagation
8.4.7.3 Évaporation
8.4.7.4 Dispersion
8.4.7.5 Émulsification
8.4.7.6 Dissolution
8.4.7.7 Oxydation
8.4.7.8 Sédimentation
8.4.7.9 Biodégradation
8.4.7.10 Processus combinés – hâtifs et à long terme
8.4.7.11 Prévision du mouvement de la nappe d’hydrocarbures
8.4.8 Évaluer les effets d’une intervention rapide et d’une intervention retardée.
8.4.9 Énumérer le matériel de prévention de la pollution nécessaire à bord.
8.4.10 Décrire les méthodes de confinement à l’aide du matériel de protection contre la pollution du navire.
8.4.11 Décrire les limites du matériel de prévention de la pollution.
8.4.12 Discuter de l’utilisation d’agents chimiques de dispersion.
8.4.13 Discuter de l’importance d’une intervention rapide en cas de déversements d’hydrocarbures en milieu marin.
8.4.14 Identifier les parties responsables
8.4.14.1 du nettoyage
8.4.14.2 de la disponibilité des ressources
8.4.14.3 de la disponibilité d’assistance
8.4.14.4 de la fourniture du matériel de prévention de la pollution
8.4.14.5 de l’élimination
8.4.14.6 des coûts d’un déversement d’hydrocarbures en mer
8.4.15 Énumérer les types de matériels de protection contre la pollution offerts à un centre terrestre d’intervention en cas de pollution.
8.5 Superviser les opérations de transbordement.
8.5.1 Préciser les sections des règlements relatifs à la prévention de la pollution par les navires et au transport de produits chimiques dangereux portant sur les opérations de transbordement de produits pétroliers.
8.5.2 Discuter de chacune des sections portant sur les opérations de transbordement.
8.5.3 Nommer les méthodes d’essai et d’homologation des tuyaux de transbordement.
8.5.4 Préciser les inscriptions sur les tuyaux de transbordement convenant à des produits pétroliers.
8.5.5 Décrire la manutention et la préparation des tuyaux de cargaison en vue du transbordement de produits pétroliers.
8.5.6 Décrire des exigences supplémentaires relatives aux opérations de transbordement.
8.5.6.1 Transbordements du navire au terminal
8.5.6.2 Transbordements entre navires au port et en mer
8.5.6.3 Transbordements entre navires (ou transferts entre navires) conformément à la publication Directives en matière de transfert d’hydrocarbures dans les eaux de l’Arctique (
TP
10783)
8.5.6.4 Transbordements navire-terre (ou transferts navire-terre) conformément à la publication Directives en matière de transfert d’hydrocarbures dans les eaux de l’Arctique (
TP
10783)
8.5.6.5 Transbordements navire-barge (ou transferts navire-barge)
8.5.6.6 Nommer les risques que présentent les transbordements entre navires lors de l’utilisation de l’équilibrage des vapeurs
8.5.6.7 Reprises des vapeurs aux installations du terminal
9. Système au gaz inerte
9.1 Décrire le système au gaz inerte (GI).
9.1.1 Préciser les raisons motivant l’inertage.
9.1.2 Préciser les exigences relatives à la formation et les méthodes de formation.
9.1.3 Décrire les exigences réglementaires visant le
GI
pour pétroliers.
9.1.3.1 Identifier les conventions et les règlements internationaux.
9.1.3.2 Énumérer les exceptions aux exigences.
9.1.4 Définir les
GI
.
9.1.5 Décrire les effets du gaz inerte à l’aide d’un diagramme d’inflammabilité.
9.1.6 Énoncer les fonctions du système de
GI
.
9.1.6.1 Rendre inerte l’atmosphère des citernes vides.
9.1.6.2 Fonctionner pendant les opérations de manutention de la cargaison et du ballast.
9.1.6.3 Purger les citernes avant le dégazage.
9.1.6.4 Faire l’appoint de la pression dans les citernes à cargaison.
9.1.7 Définir les termes généraux visant le
GI
.
9.1.7.1 Installation de
GI
9.1.7.2 Système de distribution de
GI
9.1.7.3 Système au
GI
9.1.7.4 Inertage
9.1.7.5 Dégazage
9.1.7.6 Purge
9.1.7.7 Appoint
9.1.8 Identifier des sources de gaz inerte.
9.1.8.1 Système de récupération des gaz de combustion
9.1.8.2 Générateur de gaz inerte
9.1.8.3 Autres méthodes
9.1.9 Énumérer les caractéristiques générales des gaz de combustion.
9.2 Décrire les composants et les paramètres de conception à considérer.
9.2.1 Identifier les principaux composants d’un système au
GI
.
9.2.1.1 Robinet d’isolement des gaz de combustion
9.2.1.2 Épurateur et séparateur d’eau
9.2.1.3 Clapets d’entrée de soufflante
9.2.1.4 Soufflantes de gaz inerte
9.2.1.5 Robinets de remise en circulation et de régulation des gaz (régulateur principal)
9.2.1.6 Évent de gaz inerte
9.2.1.7 Analyseur d’oxygène fixe
9.2.1.8 Joint hydraulique de pont
9.2.1.9 Clapet antiretour mécanique
9.2.1.10 Robinet de liquide à pression-dépression
9.2.1.11 Robinet mécanique à pression-dépression
9.2.1.12 Instruments et alarmes
9.2.2 Décrire l’emplacement et la fonction de chaque élément du système.
9.2.3 Discuter des paramètres de conception à considérer pour chaque composant.
9.2.4 Montrer la relation entre les composants et leur interaction.
9.2.5 Identifier les exigences visant les instruments portatifs et fixes de mesure des gaz.
9.3 Décrire les principes de fonctionnement du système au
GI
.
9.3.1 Mettre en système en marche.
9.3.2 Surveiller le système pendant son fonctionnement normal.
9.3.3 Arrêter le système au GI.
9.3.4 Effectuer les vérifications de sécurité lorsque le système est arrêté.
9.3.5 Identifier des pannes du système et les mesures à prendre.
9.4 Appliquer les principes de fonctionnement aux opérations des citernes de cargaison.
9.4.1 Discuter des exigences du manuel d’instruction et de son utilisation.
9.4.2 Décrire les méthodes de dilution et de déplacement du gaz inerte.
9.4.3 Décrire l’utilisation du système au gaz inerte.
9.4.3.1 Inertage à l’état dégazé
9.4.3.2 Reprise de l’inertage après une panne du système au
GI
ou une réparation à celui-ci
9.4.3.3 Mise à l’air libre pendant les opérations de chargement
9.4.3.4 Maintien d’un état inerte pendant le passage de la charge
9.4.3.5 Appoint
9.4.3.6 Mise sous pression avant les opérations de déchargement de la cargaison
9.4.3.7 Inertage pendant le déchargement de la cargaison
9.4.3.8 Inertage pendant le lavage au pétrole brut
9.4.3.9 Ballastage des citernes de cargaison, s’il y a lieu
9.4.3.10 Inertage des citernes vides pendant le passage du ballast
9.4.3.11 Inertage pendant le lavage des citernes
9.4.3.12 Purge avant le dégazage
9.4.3.13 Dégazage à l’aide d’air frais
9.4.4 Décrire les mesures de sécurité à prendre au sujet du système au
GI
pendant l’entrée dans une citerne.
9.4.5 Appliquer les principes de l’inertage aux transporteurs de produits pétroliers.
9.4.5.1 Discuter des différences opérationnelles et de conception.
9.4.5.2 Discuter de la contamination de la cargaison due à l’utilisation de
GI
.
9.4.6 Appliquer les principes de l’inertage aux transporteurs mixtes.
9.4.6.1 Discuter des différences opérationnelles et de conception.
9.4.6.2 Expliquer les problèmes des soutes non remplies.
9.4.6.3 Expliquer les problèmes de fuite de gaz des citernes
9.4.6.3.1 par les joints longitudinaux des écoutilles
9.4.6.3.2 dans les espaces de ballast et les vides
9.4.7 Décrire les mesures de sécurité à prendre avant le passage de cargaisons d’hydrocarbures à d’autres types de cargaisons.
9.5 Mettre en branle les mesures d’urgence.
9.5.1 Préciser les mesures à prendre en cas de panne complète du système au
GI
.
9.5.1.1 Pétroliers de brut
9.5.1.2 Transporteurs de produits pétroliers
9.5.1.3 Pendant les transbordements entre navires
9.5.1.4 Pendant les opérations au port
9.6 Prescrire l’entretien, l’inspection et les essais.
9.6.1 Décrire les renseignements disponibles dans le manuel d’exploitation et d’entretien.
9.6.2 Identifier les principaux composants du système devant être inspectés
9.6.2.1 pour l’inspection interne lorsque le système est arrêté
9.6.2.2 pour l’inspection du fonctionnement lorsque le système est en marche
9.6.3 Donner des directives particulières d’inspection pour l’inspection interne des principaux composants du système.
9.6.4 Donner des directives particulières pour les inspections de fonctionnement.
9.6.5 Vérifier le fonctionnement des dispositifs et des alarmes.
9.6.5.1 Dispositifs de mesure de la teneur en oxygène
9.6.5.2 Pression et température du système au
GI
9.6.5.3 Enregistrement automatique des renseignements
9.6.5.4 Toutes les fonctions d’alarme et de sécurité
9.6.5.5 Méthodes d’essai des alarmes par simulation
9.6.6 Proposer un programme d’entretien préventif
9.6.6.1 à l’aide des listes de vérifications à titre de guide
9.6.6.2 à l’aide des manuels des fabricants et d’exploitation
10. Lavage au pétrole brut
10.1 Décrire le lavage au pétrole brut (
COW
).
10.1.1 Définir le lavage au pétrole brut (
COW
).
10.1.2 Faire la distinction entre le lavage au pétrole brut et le nettoyage conventionnel des citernes.
10.1.3 Préciser les exigences en matière de formation et les méthodes de formation.
10.1.4 Préciser les qualifications du personnel affecté aux opérations de
COW
.
10.1.5 Donner un bref historique de l’évolution du
COW
.
10.1.6 Préciser les types de pétroliers dotés d’installations de
COW
.
10.2 Décrire les exigences réglementaires concernant le lavage au pétrole brut.
10.2.1 Identifier les conventions et les règlements internationaux.
10.2.2 Préciser les exigences de la
MARPOL
L 73/78 et de ces modifications.
10.2.3 Expliquer la fonction des Spécifications révisées pour la conception, l’exploitation et le contrôle des systèmes de lavage au pétrole brut, telles que modifiées.
10.2.4 Donner un aperçu du contenu du Manuel sur le matériel et l’exploitation du système
COW
.
10.2.5 Préciser ce qu’est le
CIPPH
et l’endroit indiquant l’obligation du lavage au pétrole brut.
10.2.6 Préciser que le système au
GI
doit fonctionner pendant les opérations de lavage au pétrole brut.
10.2.7 Discuter des mesures de contrôle par l’État du port pour assurer l’exécution efficace du lavage au pétrole brut.
10.3 Expliquer les principes du lavage au pétrole brut.
10.3.1 Définir les termes courants employés et leur relation entre eux.
10.3.2 Énumérer les avantages et les inconvénients du lavage au pétrole brut.
10.3.3 Discuter des caractéristiques du pétrole brut en tant que fluide de lavage.
10.3.4 Déterminer la convenance d’un pétrole brut pour le
COW
.
10.3.5 Définir le lavage par le haut et le lavage par le bas.
10.3.6 Définir le lavage à une étape et le lavage à étapes multiples.
10.4 Fournir les détails du matériel de
COW
et les facteurs de conception.
10.4.1 À partir d’un schéma, préciser l’emplacement des machines de lavage au pétrole brut à bord d’un pétrolier.
10.4.2 Décrire les machines fixes de pont et les machines fixes immergées.
10.4.3 Décrire les machines à une buse et à plusieurs buses.
10.4.3.1 Discuter des avantages et des inconvénients.
10.4.4 Expliquer la raison des diagrammes « ombrés ».
10.4.4.1 Préciser les exigences pour les zones de lavage horizontales et verticales.
10.4.5 Décrire les appareils d’entraînement portatifs et fixes et leurs limites.
10.4.6 À l’aide de diagrammes, décrire un système de tuyauteries de lavage au pétrole brut.
10.4.7 Décrire le système d’assèchement.
10.4.8 Discuter de l’utilisation des indicateurs de niveau, de jauges à main et de jauges de rendement du système d’assèchement.
10.4.9 Décrire le circuit d’alimentation en pétrole brut de lavage à l’aide de pompes de cargaison ou de la pompe de
COW
.
10.5 Appliquer les principes du
COW
.
10.5.1 Décrire l’alimentation en pétrole de lavage et sa distribution.
10.5.1.1 Discuter des exigences relatives au brut « propre » pour le lavage au pétrole brut.
10.5.1.2 Discuter du remplissage d’une citerne à résidus ou à cargaison pour le stockage de pétrole « propre ».
10.5.1.3 Discuter des problèmes lies au pétrole de lavage « recyclé ».
10.5.2 Régulation de la pression du fluide de lavage.
10.5.2.1 Préciser la pression minimale des fabricants.
10.5.3 Décrire des méthodes de lavage au pétrole brut.
10.5.3.1 Purge à partir du tuyau de refoulement de la cargaison
10.5.3.2 Cycle ouvert
10.5.3.3 Cycle fermé
10.5.3.4 Nombre limite de machines employées simultanément
10.5.3.5 Arrêt du refoulement pour le lavage au pétrole brut
10.5.3.6 Décrire l’utilisation de l’éjecteur.
10.5.4 Décrire le lavage au pétrole brut avec des cargaisons de qualités multiples.
10.5.4.1 Définir les cargaisons de qualités multiples.
10.5.4.2 Expliquer les techniques de lavage avec des cargaisons de même qualité.
10.5.5 Assécher les citernes.
10.5.5.1 Décrire les techniques d’assèchement
10.5.5.1.1 pendant le déchargement du vrac
10.5.5.1.2 à la fin du déchargement
10.5.6 Vidanger les tuyauteries de cargaison et de lavage au pétrole brut.
10.5.6.1 Raccord à un dispositif d’assèchement
10.5.6.2 La conduite
MARPOL
L
10.5.6.3 Assèchement par pompe de cargaison et de fond
10.5.7 Expliquer les risques de la présence d’eau dans le pétrole pendant des opérations de lavage au pétrole brut.
10.5.7.1 Définir le pétrole brut à forte teneur en eau.
10.5.7.2 Discuter de la production d’électricité statique pendant le lavage au pétrole brut.
10.5.7.3 Expliquer la technique de « de-bottoming » des citernes de cargaison.
10.5.7.4 Expliquer le remplissage de la citerne à résidus.
10.5.8 Expliquer comment réguler les émissions de vapeur.
10.5.9 Décrire les limites de lavage au pétrole brut en mer.
10.6 Déterminer les techniques par temps froid.
10.6.1 Revoir les caractéristiques physiques du pétrole brut.
10.6.1.1
API
(densité)
10.6.1.2 Point d’écoulement
10.6.1.3 Point de trouble
10.6.1.4 Viscosité
10.6.1.5 Température
10.6.2 Déterminer les exigences thermiques.
10.6.3 Nommer des problèmes de lavage au pétrole brut que posent les citernes de ballast froides adjacentes.
10.6.4 Expliquer le point d’écoulement et les recommandations de
l'OMI
.
10.6.5 Expliquer les recommandations visant le point de trouble et la température.
10.6.6 Expliquer la relation entre les cargaisons à forte teneur en paraffine et le point de trouble.
10.6.7 Expliquer comment la viscosité peut poser des problèmes sur le plan des pressions de pompage, des faibles débits de refoulement et de l’inaptitude à procéder au lavage au pétrole brut.
10.7 Exécuter les vérifications de la liste et préparer les plans de
COW
.
10.7.1 Énumérer les listes de vérifications à effectuer avant, pendant et après le lavage au pétrole brut.
10.7.2 Identifier les renseignements à inclure dans un plan de lavage au pétrole brut.
10.7.3 Préparer un plan de lavage au pétrole brut à partir des renseignements fournis pour une opération proposée de lavage au pétrole brut.
11. Gestion de la cargaison et en cas d’urgence
11.1 Donner un résumé du Système international de gestion de la sécurité.
11.1.1 Préciser les exigences obligatoires du recueil
IGS
concernant la gestion de la sécurité.
11.1.2 Préciser les objectifs du recueil
IGS
.
11.1.3 Décrire l’attestation de conformité et le certificat de gestion de la sécurité (
SGS
).
11.1.4 Préciser les exigences visant un manuel de gestion de la sécurité (
MGS
).
11.1.5 Énumérer les types d’urgences nécessitant des consignes écrites.
11.1.6 Discuter de l’utilisation de plans d’urgence.
11.2 Élaborer des critères pour différents types d’urgences.
11.2.1 Préciser ce qu’est la publication de
l’OMI
intitulée « Guidelines for the Development of Shipboard Emergency Response Plans » (directives pour l’élaboration de plans d’intervention d’urgence de bord).
11.2.2 Faire la distinction entre les urgences opérationnelles et non opérationnelles.
11.2.3 Discuter du contenu des plans d’urgence et de leur utilisation.
11.2.4 Mettre en œuvre les plans d’urgence et en évaluer l’efficacité.
11.2.5 Élaborer des critères pour la surveillance des alarmes.
11.2.6 Élaborer des mesures d’intervention en cas d’alarme.
11.2.7 Discuter de la formation en matière d’intervention en cas d’urgence.