Northshore CK356N6C : Contrôle de la corrosion à haute température

Après l'arrêt de maintenance, la raffinerie a repris le traitement de pétroles bruts lourds d'origine offshore et a constaté la présence persistante de fer dans les coupes latérales de l'unité de distillation sous vide. La forte acidité de ces coupes accentuait les craintes concernant la corrosion par les acides naphténiques à haute température. La raffinerie devait évaluer une solution de traitement compatible avec les conditions d'exploitation de l'unité existante et la métallurgie de ses équipements.

Les unités situées en aval imposaient également des restrictions concernant le phosphore, limitant ainsi les options d'inhibiteurs envisageables pour la raffinerie. La sélection du produit devait donc répondre à deux impératifs : remédier au problème de corrosion dans la section sous vide et respecter les contraintes des procédés en aval. C'est ce contexte qui explique le choix de la nuance CK356N6C, à faible teneur en phosphore, pour l'application décrite dans ce cas.

Cestoil a prélevé des échantillons des flux de l'unité et a examiné, avec le service technique de la raffinerie, l'historique de la corrosion, les températures des flux latéraux ainsi que la métallurgie. La stratégie de traitement reposait sur l'action filmogène de l'inhibiteur pour l'application ciblée. La planification de l'injection a pris en compte les circuits de recirculation intermédiaires (pumparounds) de la colonne sous vide et le reflux d'huile de lavage comme voies d'introduction du produit.

La source décrit trois points d'injection ainsi que les flux qui y sont associés. Leurs emplacements et les conditions d'écoulement figurent dans le rapport détaillé, car ils constituent la base de l'application. Une autre raffinerie devrait examiner sa propre configuration de colonne, les températures des flux et la métallurgie avant de décider du mode d'application du produit ou d'évaluer la pertinence de cet essai.

La raffinerie a débuté l'injection en avril 2019 par une phase initiale de formation de film. Elle est ensuite passée à un taux de traitement d'entretien plus faible tout en continuant à traiter la gamme de pétroles bruts offshore. Cestoil et la raffinerie ont suivi les données d'exploitation jusqu'au début du mois de juillet, en effectuant des analyses régulières de l'acidité et de la teneur en fer sur trois flux latéraux de l'unité sous vide.

Dans ce cas, les deux périodes de traitement répondent à des objectifs différents. La période initiale rend compte de l'application initiale, tandis que la période de maintenance illustre l'opération de suivi ultérieure réalisée au taux de traitement révisé. La chronologie est importante pour l'interprétation des résultats : la comparaison en pourcentage présentée dans le rapport porte sur ces deux périodes de traitement, et non sur une comparaison entre une unité non traitée et une unité traitée.

La teneur en fer dans le flux constitue un indicateur indirect de la corrosion. Bien qu'elle puisse être utile pour le suivi d'un programme de traitement, la variation de 72 % ne doit pas être assimilée à une réduction directement mesurée du taux de corrosion des équipements. Les résultats d'inspections, les données issues de sondes ou d'autres relevés de corrosion de la raffinerie apporteraient des éléments complémentaires sur l'état des équipements.

Le suivi conjoint de l'acidité et de la teneur en fer dans ce cas précis s'avère donc particulièrement utile. L'analyse simultanée de ces deux paramètres pour un même flux et sur une même période permet à l'équipe de déterminer si les conditions d'alimentation ont évolué alors que l'indicateur relatif au fer s'améliorait. L'historique des traitements, la nature des charges de brut et les événements opérationnels apportent un éclairage supplémentaire. Une évaluation similaire peut s'appuyer sur cette approche tout en sélectionnant les mesures les plus adaptées aux problématiques spécifiques de l'équipement concerné.

The refinery recommended linking treatment decisions to crude acidity and reviewing how the inhibitor was dispersed through the process. Its follow-up recommendations included carrier-fluid injection, while the documented trial itself used the existing injection system to dose the product neat. Keeping the trial arrangement and later recommendation distinct helps another operator understand what was tested and what the refinery proposed for improvement.

For a new application, the operating team and Cestoil can review crude and sidestream acidity, injection-stream conditions and downstream phosphorus requirements together. Changes in the crude slate should lead to reassessment of that treatment basis. The case provides a monitored example to inform this discussion; site procedures and equipment conditions determine the program selected for another unit.