Une raffinerie augmente sa rentabilité en utilisant des bruts d’opportunité tout en minimisant les problèmes de corrosion
RÉSULTATS
- Augmentation de la rentabilité du raffinage grâce à l’utilisation de bruts d’opportunité à faible coût
- Vérification de l’état des équipements pour éviter les arrêts de production
- Quantification de l’agressivité corrosive de différents pétroles bruts
Client
Raffineur européen exploité par une grande compagnie pétrolière et gazière intégrée.
Application
Tuyauteries et équipements de raffinerie sujets à une usure accrue, voire, dans le pire des cas, à une défaillance catastrophique.
Défi
La faiblesse des cours des matières premières a modifié les paramètres financiers de toutes les phases de l’industrie pétrolière et gazière, y compris pour les opérations en aval telles que le raffinage. Pour certains sites, le seul moyen d’améliorer la rentabilité est d’acheter des pétroles bruts d’opportunité : des matières premières provenant de sources secondaires à des prix inférieurs à ceux du marché. Ces matières premières sont moins coûteuses car elles transportent souvent des contaminants corrosifs et érosifs capables de détruire de l’intérieur les tuyauteries et les équipements de production.
Pour une raffinerie traitant entre 300 000 et 500 000 barils par jour, ne serait-ce qu’une économie de 1 ou 2 $ par baril de matière première peut améliorer considérablement les bénéfices, mais cette approche peut augmenter les coûts en augmentant l’usure des tuyauteries et des équipements. Pire encore, une défaillance catastrophique (comme la rupture d’une tuyauterie ou d’une cuve sous l’effet de la corrosion interne) peut engendrer des coûts colossaux liés aux incendies, aux dommages environnementaux et aux blessures du personnel.
Déterminer l’état de diverses pièces de tuyauterie et d’équipement par une inspection manuelle n’est pas fiable, ce qui oblige souvent les producteurs à risquer une défaillance des équipements en faisant fonctionner les unités trop longtemps, ou en les obligeant à être trop prudents et à arrêter ou remplacer des articles qui pourraient encore fonctionner en toute sécurité. Certaines installations ajoutent des inhibiteurs de corrosion, mais ceux-ci sont coûteux et leur efficacité est difficile à évaluer. De plus, le mélange chimique et le taux d’injection peuvent nécessiter un ajustement à chaque nouveau lot provenant d’une source différente, car la corrosivité varie considérablement d’un brut à l’autre.
Portefeuille de transmetteurs sans fil de corrosion et d’érosion Rosemount d’Emerson.
Chaque transmetteur fournit des mesures continues de l’épaisseur des parois de l’équipement.
Solution
Les responsables de cette raffinerie ont délibérément choisi de procéder régulièrement à des bruts lourds pour optimiser les coûts. Conscients des problèmes associés, ils ont décidé de déployer les composants et systèmes appropriés pour surveiller l’épaisseur de paroi des tuyauteries et des cuves, afin de déterminer le degré de perte de métal résultant du traitement de bruts à fort indice d’acide total.
Les techniciens ont installé environ 400 transmetteurs sans fil de corrosion et d’érosion Rosemount™ sur des équipements dans des zones critiques. Ces transmetteurs surveillent l’épaisseur de paroi en continu et transmettent les données à un logiciel d’analyse via un réseau WirelessHART®. Le fait de pouvoir installer ces transmetteurs sans le coût très élevé de l’ajout de câbles a rendu le projet beaucoup plus abordable. Comme chaque transmetteur est équipé d’un module d’alimentation interne suffisant pour fonctionner pendant cinq ans et plus, le coût de maintenance des transmetteurs est effectivement nul.
Le logiciel d’analyse fournit une lecture actuelle de l’épaisseur dans le contexte des données historisées et des tendances. Le suivi dans le temps révèle des tendances avec une résolution et une précision suffisantes (répétabilité de ±10 microns) pour déterminer la vitesse de perte de métal d’un lot de brut spécifique, même sur une période d’exploitation d’à peine une semaine. Étant donné que les installations exécutent généralement 40 à 50 lots provenant de diverses sources sur une année, le logiciel peut répertorier efficacement les caractéristiques de chacun d’entre eux, en identifiant ceux qui ont tendance à causer les dommages les plus importants. Lorsque des inhibiteurs de corrosion peuvent être utilisés, les données continues fournissent une indication, en quelques jours, si l’inhibiteur fonctionne correctement et si le dosage est correct. Ces informations peuvent également être cataloguées pour référence ultérieure.
Grâce aux données actuelles et historisées, les opérateurs peuvent prévoir le taux de perte de métal et déterminer la durée de vie restante prévue de n’importe quelle partie de la tuyauterie ou de l’équipement avec un degré de confiance élevé. Cela minimise le risque de défaillance désastreuse, ainsi que le coût d’un arrêt inutile provoqué par l’incertitude.
Après avoir recueilli suffisamment de données et d’informations sur les tendances, les ingénieurs des installations ont pu analyser les effets de conditions de fonctionnement spécifiques en plus des caractéristiques du pétrole brut. Dans une situation particulièrement révélatrice, la corrosion globale a augmenté de manière notable sur l’ensemble de l’installation, au-delà de ce qui était imputable au lot de brut en cours de traitement. L’analyse des conditions de fonctionnement a montré une forte corrélation entre la corrosion agressive et une modification d’un paramètre critique du procédé. Comme cela était identifiable en peu de temps, le changement a été atténué avant que les dommages ne s’aggravent.
Pour plus d’informations, consultez la page
Emerson.com/Corrosion-Erosion