Une raffinerie augmente sa rentabilité en poussant les limites de production tout en contrôlant les dommages causés à la tuyauterie et à l’équipement

Client

Raffineur européen exploité par un grand producteur de pétrole et de gaz intégré.

Application

Les tuyauteries et équipements des raffineries étaient sujets à une usure accrue, voire à des défaillances catastrophiques.

Problème

Les raffineries cherchant à accroître leur rentabilité peuvent soit réduire leurs coûts de production, soit augmenter leurs niveaux de production, à condition qu’il existe une demande suffisante sur le marché. Pousser l’augmentation de la production peut nécessiter des projets d’investissement pour éliminer les goulots d’étranglement, mais l’estimation de la hausse de production possible commence généralement par des augmentations progressives jusqu’à l’apparition de nouveaux goulots d’étranglement. La direction de l’entreprise a demandé à cette raffinerie d’augmenter sa production de 30 % sans engager de grands investissements.

Face à un tel défi, une approche consiste à simplement accélérer les pompes, ouvrir davantage les vannes et dépasser les limites normales afin d’augmenter la production. Naturellement, les effets varient considérablement selon le type d’installation, mais voici quelques impacts typiques :

• Les phases de chauffage doivent être opérées à des températures supérieures pour accélérer le transfert thermique
• Les débits de fluide dans les conduites et les vannes augmentent avec des vitesses plus élevées
• Le temps de séjour dans les réacteurs diminue
• L’efficacité de séparation des procédés de distillation fractionnée est réduite

L’un des premiers goulots d’étranglement apparus concernait l’unité d’hydrocraquage de la raffinerie, qui fonctionnait déjà à un taux de conversion élevé. Une partie de l’efficacité du procédé serait perdue en forçant une plus grande quantité de pétrole non converti à sortir avec le courant de propane et les fractions légères vers le stabilisateur de l’hydrocraqueur. Ce courant a été refroidi dans une série d’échangeurs de chaleur, puis séparé en trois flux : propane, pétrole non convertie et eau acide.

L’unité a fonctionné pendant environ quatre ans à la nouvelle cadence de production et semblait donner de bons résultats. À l’insu des opérateurs, l’augmentation du débit de propane érodait un système de collecteur complexe conçu pour récupérer le propane issu des échangeurs de chaleur. Un jour, les opérateurs ont découvert un panache de propane liquide à forte teneur en H2S jaillissant d’une fuite nouvellement formée dans le collecteur, provoquant de graves problèmes de sécurité et environnementaux, sans compter la perte de produit.

Heureusement, le problème a été détecté avant que le propane ne rencontre une source d’inflammation. L’unité a été brièvement arrêtée afin de permettre l’installation d’un collier externe avant la reprise des opérations. Cela a résolu le problème immédiat, mais les ingénieurs craignaient que d’autres fuites ne se produisent.

Solution

L’équipe d’ingénierie d’évaluation de la raffinerie a installé cinq transmetteurs sans fil de corrosion et d’érosion Rosemount™ (Image 1), positionnés à des points stratégiques autour du collecteur. Après analyse, ils ont déterminé que l’épaisseur de la paroi du tuyau collecteur en acier au carbone s’amincissait à un rythme de 2 mm (0,08 po) par an, en raison de l’érosion causée par l’augmentation du débit combinée aux niveaux élevés de H2S résultant du transfert accru d’eau acide.

Le coût total du projet d’installation des transmetteurs était d’environ 25 000 €, mais compte tenu de la valeur de production de l’unité, d’environ un million d’euros par jour, il a été considéré comme une dépense mineure.

Ces transmetteurs sont installés de façon permanente, effectuent des mesures continues d’épaisseur de métal et transmettent les données à un système de surveillance et d’historisation via un réseau WirelessHART®. Les relevés de chaque transmetteur peuvent être analysés dans le temps, ce qui permet de suivre la perte de métal en temps réel.

Bien que les dommages sur le collecteur aient été importants, les ingénieurs ont déterminé qu’il conservait une intégrité suffisante pour continuer à fonctionner en toute sécurité jusqu’à la fabrication et l’installation d’un nouveau collecteur en acier inoxydable lors d’un arrêt technique programmé. Le nouveau collecteur serait plus coûteux que son prédécesseur en acier au carbone, mais les ingénieurs prévoyaient une durée de vie nettement plus longue et, comme sa fabrication pouvait être réalisée dans un délai raisonnable, les surcoûts liés à une fabrication urgente ont été évités.

La véritable valeur des installations de transmetteurs et des données qu’ils fournissent  résidait dans la prévention d’une catastrophe potentielle : une défaillance majeure du collecteur et un rejet catastrophique d’hydrocarbures. Cela a également permis d’éviter les coûts liés à la conception et à la fabrication accélérées d’un nouveau collecteur, ainsi que les pertes de production dues à un arrêt injustifié. Si les ingénieurs n’avaient pas été en mesure de déterminer l’état réel du collecteur, un arrêt aurait été nécessaire pour des raisons de sécurité.

Pour en savoir plus, rendez-vous sur Emerson.com/Corrosion-Erosion