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ARTICLE 2009­189
MISE EN ŒUVRE DE L'INSPECTION BASÉE SUR LES RISQUES
DANS UNE INSTALLATION DE PRODUCTION DE PÉTROLE LOURD
JAVIER MARTÍNEZ, JOSÉ NUÑEZ, JOSÉ DONAIRE
PDVSA PETROCEDEÑO
Cet article a été sélectionné pour être présenté et publié dans les actes du World Heavy Oil Congress 2009. Tous les articles
sélectionnés deviendront la propriété du WHOC. Le droit de publication est réservé par le Comité des publications du WHOC. Les auteurs
J'accepte de céder le droit de publier l'article ci­dessus à l'OMSC.
réservoirs). Il vise à élaborer des plans d’inspection optimaux pour les équipements
vitaux et critiques.
Abstrait
Le présent article se concentre sur la mise en œuvre de la méthodologie RBI
dans les principaux récipients de traitement de la station principale de Petrocedeño.
Au cours des deux dernières décennies, la méthodologie d’inspection basée
Petrocedeño est une société pétrolière mixte constituée par PDVSA, TOTAL et
sur les risques (RBI) est devenue un enjeu d’une importance considérable dans
STATOIL.
l’industrie pétrolière et gazière. La RBI utilise les principes d’analyse des risques
La station principale de Petrocedeño est située dans la ceinture de l'Orénoque
pour gérer les programmes d’inspection. Il offre la possibilité de cibler les ressources
au Venezuela et a une capacité de traitement de 200 000 tonnes de pétrole
extra­lourd par jour.
d'inspection et de maintenance sur les équipements à plus haut risque tout en
offrant une optimisation efficace des coûts d'intégrité de l'installation. Cet article
décrit la mise en œuvre de la méthodologie RBI sur les cuves de traitement du
pétrole dans une installation de production de pétrole lourd. Dans un premier
Inspection basée sur les risques
temps, une évaluation de la dégradation du matériau a été réalisée. Deuxièmement,
une analyse des modes de défaillance et de leurs effets a été réalisée afin d'avoir
Le risque associé à l’échec est défini comme le produit de la probabilité d’un
un premier examen des risques, puis une évaluation quantitative des risques a été
événement et de sa conséquence [1]. L’analyse des risques est une utilisation
exécutée sur la base de la norme API RP 580 et enfin, des plans d'inspection ont
systématique des informations pour identifier les sources de risque et estimer le
été définis en tenant compte de la durée de vie restante des navires et des
risque [2]. L'inspection basée sur les risques (RBI) est une méthodologie d'analyse
mécanismes de dommages auxquels ces navires sont sensibles.
des risques pour la gestion des programmes d'inspection dans l'industrie [1]. Il vise
à prévenir la perte de confinement d’un système sous pression. Le RBI identifie et
quantifie la probabilité et les conséquences de la défaillance d’un système de
pression. La méthodologie applique des approches à la fois qualitatives et
quantitatives pour prioriser les premiers efforts d’analyse puis les activités
Introduction
d’inspection [3]. L’évaluation qualitative des risques repose principalement sur le
jugement d’experts et sur l’expérience spécifique de l’usine.
Pendant de nombreuses années, les fréquences d’inspection des plans de
maintenance des actifs ont été fixées en fonction d’intervalles de temps définis
Alternativement, l’évaluation quantitative des risques est basée sur des calculs
selon des codes et des normes. Cette stratégie ne pouvait pas être
statistiques utilisant de grandes bases de données historiques pour la probabilité
très efficace en raison des intervalles d'inspection basés sur le temps, peut
entraîner des activités d'inspection et de maintenance excessives qui entraînent
de défaillance. Parfois, l’approche qualitative est utilisée pour déterminer les
des coûts de production élevés.
priorités d’une évaluation quantitative plus approfondie.
L’évaluation des probabilités lors de la mise en œuvre de la méthodologie RBI
De nos jours, une gestion efficace de l’intégrité des actifs implique des
stratégies basées sur les risques pour l’inspection et la planification de la maintenance.
doit être basée sur toutes les formes de dégradation dont on pourrait
Les méthodes basées sur les risques, telles que l'inspection basée sur les risques,
raisonnablement s’attendre à ce qu’elles affectent le système de pression dans un
le niveau d'intégrité de sécurité et la maintenance du centre de fiabilité, se sont
service particulier. De plus, l’efficacité des pratiques, des outils et des techniques
avérées au cours des deux dernières décennies être les meilleures méthodologies
d’inspection utilisés pour trouver les mécanismes de dégradation attendus et
(en termes de coût) pour gérer les actifs.
potentiels doit être évaluée. D’autre part, l’évaluation des conséquences doit
prendre en compte les incidents potentiels qui peuvent survenir à la suite d’une
L'inspection basée sur les risques (RBI) est une activité proactive généralement
fuite de fluide, notamment une explosion, un incendie, une exposition toxique,
appliquée aux systèmes sous pression (tuyauterie, récipients, pipelines et
1
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l’impact sur l’environnement et d’autres effets sur la santé associés à une défaillance.
Inspection basée sur les risques à Petrocedeño
Gare principale
Une fois la méthodologie RBI appliquée à un système sous pression, les résultats
peuvent être utilisés pour établir le plan d'inspection et mieux définir les éléments suivants
Afin de mettre en œuvre des plans d’inspection basés sur les risques au niveau
[4] : a) les méthodes, outils et techniques d'inspection et d'évaluation non destructive (END)
Gare principale de Petrocedeño, les étapes générales suivantes ont été
Réalisé :
les plus appropriés ; b) l’extension du CND (pourcentage du système de pression à
examiner) ; c) l’intervalle entre les inspections internes, externes et en cours d’exécution ;
d) Les mesures de prévention et d’atténuation visant à réduire la probabilité et les
Évaluation de la dégradation des matériaux
conséquences d’une défaillance du système de pression.
Selon la norme API RP 580 [1], une identification appropriée des mécanismes de
dommages constitue la première étape de la réalisation d’une inspection basée sur les
risques. Dans ce sens, une évaluation de la dégradation des matériaux a été réalisée sur
la base des normes API RP 571 [5] et DNV­RP­G101 [3].
Brève description des installations en amont de
Cette évaluation a permis d’identifier tous les types de défauts possibles, la cause des
dommages observés, ainsi que la probabilité et le degré de détérioration supplémentaire
Petrocedeño
qui pourrait survenir à l’avenir.
La figure 2 est un diagramme de flux de processus simplifié montrant les emplacements
Les installations en amont de Petrocedeño se composent d'une station principale,
généraux où tout mécanisme de dommage est le plus susceptible d'être trouvé dans les
installations pétrolières de la station principale de Petrocedeño.
ainsi que d'un certain nombre de groupes avec les puits producteurs de pétrole, un système
de distribution de diluant, du pétrole brut dilué (DCO) et du gaz
des réseaux de collecte et un système de pipelines d’exportation/importation.
Alternativement, le tableau 1 montre les mécanismes de dommages potentiels pour les
Parmi ces installations, celles qui font partie du périmètre de la première étape du projet
cuves de traitement du pétrole appartenant aux installations mentionnées.
Petrocedeño RBI sont les cuves de traitement du pétrole de la station principale. Ces
Pétrole
navires appartiennent à deux trains DCO, qui sont installés en parallèle, soutenus par des
Pour soulager l'en­tête
brut de
systèmes utilitaires hors site. La figure 1 présente un schéma global du processus des
puits
3
installations pétrolières de la station principale.
2
3
Le DCO est reçu au collecteur de la station principale à partir de quatre conduites
D3001
74
E3003
47
1
Mécanismes de dommages
gaz associé est séparée. Ensuite, vissez les pompes volumétriques, poussez le liquide à
D3007
1
7
1. (CUI)
3. (CO2)C
6
1
7
2
8
4
1
3
157
8
2. (MIC)
ensuite chauffé dans les serpentins de la section radiante des réchauffeurs à feu (H­3001)
4
D3004
3
1
5
A­ ÉCLAIRCISSEMENT
travers une section de préchauffage (E­3001 et E­3003). Ce pétrole brut préchauffé est
Kodrum
1
2
Chaque train DCO comprend un récupérateur de gaz (D­3001), où la majeure partie du
De la vapeur au
gaz combustible
E3001
2
1
H3001
93
1
1
7
4
collecteurs, l'huile est mélangée puis évacuée dans les deux trains de traitement DCO.
pétrole brut déshydraté
1
8
principales qui collectent une émulsion d'huile et du gaz. Au
Eau de production
code du gaz
combustible
84
15
10
pour une déshydratation adéquate. Depuis le réchauffeur, le pétrole brut s'écoule dans
4. (UDC)
5. (O2)C
un récipient séparateur à haute température, où le gaz restant est séparé pour répondre
station
B­DOMMAGES MÉCANIQUES
d'épuration
à la spécification RVP à l'exportation. À partir de ce récipient, le pétrole brut est pompé à
8. (VIF)
Vers la
Exporter
7. (E/CE)
pipeline
9. (STO)
l'aide de pompes verticales dans les déshydrateurs électrostatiques (D­3004). Le DCO
10­ (SCC­CL)
avec une teneur en eau inférieure à 2 % est ensuite envoyé aux installations de stockage
Figure 2. Installations pétrolières montrant les mécanismes de dommages
de la ferme Petrocedeño via un pipeline d'exportation de 24 kilomètres.
Tableau 1. Mécanismes d'endommagement des cuves de traitement du pétrole
Depuis les réservoirs de stockage, le DCO est pompé par lots vers l'usine de valorisation
Mécanisme
de dommage
de Petrocedeño via un pipeline partagé.
D3001 E3001 E3003
H3001
(bobine)
X
CUI
D3007 D3004
XX
Pétrole
brut de
puits
Pour soulager l'en­tête
Eau de production
code du gaz
combustible
MIC
pétrole brut déshydraté
X
XX
H3001
XX
(CO2 )C X
D3001
E3003
De la vapeur au
CDU
gaz combustible
Kodrum
E3001
XXXXXX
D3004
D3007
(O2 )C
X
X
E/CE
XXX
X
VIF
XX
XX
Arroser
traitement
X
STO
usine
Exporter
pipeline
Cl­SCC
X
Figure 1. Installations pétrolières de la station principale de Petrocedeño
Dans la figure 2 et le tableau 1, CUI est la corrosion sous isolation, MIC est la
corrosion induite microbiologiquement, (CO2)C est la corrosion par CO2, UDC est la
corrosion sous dépôt, (O2 )C est la corrosion par O2, E/CE est l'érosion/érosion­corrosion,
VIF est la fatigue induite par les vibrations, STO est la surchauffe à court terme et Cl­SSC
est la fissuration par corrosion sous contrainte par chlorure.
2
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Il s'agit d'une fuite (un petit trou) ou d'une rupture d'un système de pression.
Il est nécessaire d'indiquer qu'une évaluation de la dégradation des matériaux
est également utile pour sélectionner des méthodes d'inspection appropriées pour
détecter et dimensionner les défauts. Par conséquent, pour chaque équipement
inclus dans le cadre du projet Petrocedeño RBI, des emplacements de surveillance
Échec
Fonction de l'équipement
de l'état (CML) ont été placés dans le but d'effectuer des examens périodiques pour
Mode
Mécanisme
de dommage
Effets Conséquences
surveiller la présence et le taux de dommages. La figure 3 illustre la localisation des
différents CML pour les capteurs de limaces en fonction de la détérioration attendue.
90 kBPD de
D­3001
(zone gazière)
UT­B­8
UT­B­9
UT­B­1
UT­B­7
UT­A­7
Un train
Pour contenir
la pression
Fuite de gaz (CO2)C
pétrole extra­lourd
plus
pertes de temps
complètement arrêté
de stabilisation
Pour traiter 90
kBPD supplémentaires
pétrole lourd
PT­1
PT­2
PT­4
Pour séparer
PT­3
PT­5 PT­6
PT­7
la majorité du
PT­8 PT­9 PT­10
D­3001
UT­A­8
(Liquide
UT­A­10
UT­A­9
MIC
Fuite de
liquide
90 kBPD de
CDU
Un train
des puits de
pétrole brut
pétrole extra­lourd
plus
pertes de temps
complètement arrêté
Zone)
de stabilisation
UT­A­6
UT­A­1
UT­A­4
UT­A­3
UT­A­2
UT­A­5
gaz provenant
Rupture
VIF
UT­A­11
Figure 3. Emplacement des CML pour les récupérateurs de limaces
Figure 4. Analyse des modes de défaillance et des effets des récupérateurs de limaces
Dans la figure 3, UT­A et UT­B font référence aux examens ultrasonores A­scan
et B­scan et PT à un examen par ressuage liquide.
Évaluation de la probabilité de défaillance
Dans le projet Petrocedeño RBI, la méthodologie d'évaluation de la probabilité
Analyse des modes de défaillance et de leurs effets
de défaillance (POF) est basée sur l'API RP 581 [2].
Cette méthodologie aborde tous les mécanismes de dommages auxquels les
Une fois tous les mécanismes de dommages potentiels identifiés, une analyse
équipements étudiés sont susceptibles d'être exposés et prend également en compte
des modes de défaillance et de leurs effets (AMDE) a été réalisée pour chaque
la connaissance de l'état de condition ou de détérioration des équipements en
système de pression dans les installations pétrolières de la station principale de
fonction de l'efficacité de l'inspection. Le POF calculé à l’aide de cette procédure
Petrocedeño. Cette première analyse de dépistage des risques a été réalisée afin de
n’est pas destiné à une analyse rigoureuse de la fiabilité d’un équipement
sélectionner uniquement les équipements vitaux et critiques pour effectuer une
quelconque ; Il est simplement destiné à être utilisé dans la méthodologie Petrocedeño
évaluation approfondie des risques (inspection basée sur les risques).
RBI pour le classement des risques et la planification des inspections.
Le tableau 2 présente un classement de criticité pour l'équipement mécanique
Le POF en fonction du temps (t) et l'efficacité de l'inspection (Ie), dans la
statique des installations pétrolières de la station principale de Petrocedeño, et la
méthodologie Petrocedeño RBI, sont calculés à partir de l'équation (1) :
figure 4 est un exemple des modes de défaillance et de l'analyse des effets effectués
pour les récupérateurs de bouchons.
,( ) D It   e f Fd Fp )
Pf It,( ).( gff
Tableau 2. Classement de criticité
TAG Description de l'équipement
D3001 Attrape­limaces
E3001
Préchauffage des échangeurs à
et
Vital
où Pf est la probabilité de défaillance, gff la fréquence générique de défaillance, Df
Critique
le facteur processus.
Critique
tout dommage spécifique survenant suite à une exposition à l'environnement
les facteurs de dommage, Fd le facteur de conception et Fp
tubes et calandre
E3003
Échangeurs à plaques
La fréquence de défaillance générique gff est la fréquence de défaillance avant
de préchauffage
H3001 Radiateurs à mazout
D3007
Séparateurs haute
. ....équation (1)
Criticité
d'exploitation, et peut être obtenue à partir du tableau 4.1 dans
Vital
API RP 581 Partie 2 – Détermination de la probabilité de défaillance dans une
évaluation API RBI, American Petroleum Institute, Washington, DC, 2005, 2008 [2].
Vital
Il est important d’indiquer que si suffisamment de données sont disponibles pour un
température
Déshydrateurs électrostatiques D3004
Vital
composant ou un équipement donné, les véritables probabilités de défaillance
D3008 Soufflet de dégazage
Critique
probabilités réelles doivent être utilisées dans la procédure de calcul du risque.
T3002 Réservoir hors spécifications
Vital
A3001
Refroidisseur de vapeur
pourraient être calculées à partir des défaillances observées. Ces valeurs de
Les facteurs de dommage ont pour but d’évaluer statistiquement le degré de
Critique
détérioration qui peut être présent en fonction du temps de service et de l’efficacité
à séparateur haute température
D3009
Tambour à vapeur haute
température
d’une activité d’inspection.
Les facteurs de dommages sont déterminés en fonction des mécanismes applicables
aux matériaux de construction et aux
Critique
le service de processus, l'état physique du composant et les techniques d'inspection
Il est important de souligner que selon la norme API RP 580 [1], le terme
utilisées pour quantifier les dommages. Les facteurs de dommages dans la
défaillance concerne la perte de confinement d'un système sous pression causée par
méthodologie RBI de Petrocedeño sont calculés à partir de l'équation (2) :
une détérioration, tandis que le terme mode de défaillance (qui est défini comme la
manière observée d'une défaillance)
3
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Df ,(Il
et
)
Fp
Dwt ,( Il .................................... équation (2)
Fp1  Fp2  F 3…………………………..…équation
(5)
p
et
Dans l'équation (4) et (5), Fd1, Fd2, Fd3, Fp1, Fp2 et Fp3 sont
obtenu à partir des tableaux 6 et 7.
où Dwt est le sous­facteur de dommage pour l'amincissement des parois (à la
fois général et local) et M est le facteur d'atténuation pour Dwt.
Tableau 5. Facteur d'atténuation M (adapté de [3])
Les sous­facteurs de dommage Dwt pour chaque mécanisme de dommage
provoquant un amincissement des parois (corrosion sous dépôt, corrosion au
Années depuis la
CO2, corrosion induite microbiologiquement, etc.) sont calculés à partir de
D un b.exp c


poids
et
.
t
En bon état
d
Rl
t>8
8 >= t >= 4
t<4
dernière inspection (t)
l'équation (3) qui est adaptée du tableau 5.12 de la référence [2] :
……..…équation (3)
0,75
0,5
0,25
Avec des défauts
réparés
1
0,75
0,5
Avec des défauts non
réparés, état inconnu
1
1
0,75
où t est le temps écoulé depuis la dernière inspection où la durée de vie restante
a été calculée, Rl est la durée de vie restante avec une valeur maximale de 40
ans, et les coefficients a, b, c et d sont obtenus à partir du tableau 3 en fonction
Tableau 6. Sous­facteurs de conception (adapté de [6])
de l'efficacité de l'inspection.
Sous­
Nombre de buses
facteur de conception
Tableau 4. Coefficients de l'équation (3)
Efficacité
des inspections
2 très
efficaces
un
1710.23 1710.22
b
c
d
Fd1
<13
0
13 ­ 16
1
>16
2
% Durée de vie de l'équipement consommée Valeur
38,79 10,85
inspections
Fd2
inspection
2915,92 2915,89
1.41
Valeur
3,88
0­7
2
7­75
0
76­100
1
>100
4
très efficace
Valeur de pression de service/pression de conception
>1
Inspection
2581,55 2581,51
1,27
2.24
Fd3
généralement efficace
inspection
1813,18 1812,10
3,89
facteur de processus
4512.87 4512.14
0,95
1,72
Fp1
peu efficace
inefficace
1
0,5 ­ 0,89
0
0 ­ 0,5
­1
Tableau 7. Sous­facteurs du processus (adapté de [6])
Sous­
Inspection
0,9 ­ 1
2.29
assez efficace
inspection
5
(Température et
pression)
5011,86 5011,42
1.02
1,65
0
1
2
<1 Barg
<10F
<2 Barg
<15F
< 4 Barg
< 20 °F
> 4 Barg >
20 °F
Faire le ménage
Faible
Encrassement
Processus
encrassement
Fp3
­
Fp2
Dans le tableau 4, l'efficacité de l'inspection peut être obtenue
­1
Corrosivité
Moyen
encrassement
Encrassement élevé
Faible Moyen Élevé
du tableau D­1 dans DNV­RP­G101 [3]. L’équation (2) prend également en
compte l’effet d’un mécanisme d’atténuation sur le facteur de dommage Df . Cet
effet est introduit par le facteur d’atténuation M (le cas échéant) qui est obtenu à
Enfin, une fois le POF évalué, le tableau 8 est utilisé pour le classer.
partir du tableau 5.
Tableau 8. Catégories de probabilité (adapté de [3])
Dans l'équation (1), le facteur de conception Fd et le facteur de processus
Catégorie
Les Fp sont déterminés à l'aide des équations (4) et (5) comme suit :
5
Fd
4
Fd1  Fd 2  F 3………………………………..équation
(4)
d
Probabilité de défaillance annuelle
Quantitatif Qualitatif > 10­2 Échec attendu
10­3 à 10­2 Élevé 10­4 à 10­3 Moyen 10­5
à 10­4 < 10­5
3
4
2
Faible
1
négligeable
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Évaluation des conséquences d'un échec
Tableau 9. Catégories de conséquences
Conséquence de la
Dans le projet RBI de Petrocedeño, la méthodologie d'évaluation des
défaillance (kbpd d'EHO)
Catégorie
conséquences des défaillances (COF) vise à aider à établir un classement
Quantitatif Qualitatif Très élevé (arrêt complet
des équipements en fonction du risque. La méthodologie est appliquée pour
définir les priorités des inspections
actes
E
Le COF du projet RBI de Petrocedeño est une conséquence financière
de la production)
>=480
D
<480 et >= 360
C
<360 et >=240
B
<240 et >= 120
Élevé (un arrêt de
production de train)
qui est calculée comme la somme du coût des temps d'arrêt de production et
du coût des réparations des équipements endommagés à la suite d'une
défaillance d'un composant. En ce sens, le COF est déterminé comme suit :
Cf
Cp Cr …………………………………………équation (6)
Faible (production perdue
< 20 %)
<120
UN
où Cf est la conséquence de la panne, Cp la production différée et Cr le coût
des réparations.
Moyen (arrêt partiel de
production d'un train)
Pas d'arrêt de production
Estimation des risques
La production différée Cp est calculée à partir de l'équation (7) et est
définie comme la valeur de la production par jour multipliée par le nombre de
Une fois la probabilité et les conséquences de la défaillance estimées, le
calcul du risque peut être effectué conformément à l'équation (9) :
jours au taux de production réduit (temps d'arrêt de l'équipement défaillant).
Cp
,(ItR) = P ,(It).f .…………………………..……équation
(9)
Cf
et
DDP.DT …………………..…………………équation (7)
et
Il est à noter que selon l'équation (9), le risque est fonction du temps et
où DDP est la production quotidienne différée de pétrole extra­lourd (EHO) et
de l'efficacité de l'inspection puisque la probabilité de défaillance dépend des
DT est le temps d'arrêt de l'équipement défaillant.
dommages accumulés au fil du temps et des connaissances obtenues sur
La production différée quotidienne DDP a été calculée et documentée
l'état d'un composant déterminé dans un programme d'inspection efficace.
pour chaque équipement selon la conception des installations en amont de
Petrocedeño. Le temps d'arrêt DT dépend fortement du mode de défaillance
L'équation (9) a été utilisée pour estimer le risque dans chaque navire
(fuite ou rupture) ainsi que du type d'équipement. Le temps d'arrêt DT dans la
appartenant aux installations pétrolières de la station principale de Petrocedeño.
procédure d'évaluation des conséquences de la défaillance de Petrocedeño
Des matrices de risque ont été élaborées avec des échelles de probabilité et de
conséquence de défaillance définies comme décrit dans les tableaux 8 et 9.
est estimé à partir du tableau 5.17 de l'API RP 581 Partie 3 ­ Analyse des
conséquences dans une évaluation API RBI, American Petroleum Institute,
Washington, DC,
La figure 5 montre la localisation dans la matrice de risque du risque
20005, 2008 [2].
associé à la zone liquide d'un récupérateur de bouchons dans les installations
Le coût des réparations Cr est calculé à partir de l'équation (8) en termes
pétrolières de la station principale de Petrocedeño. Le risque est exprimé en
de production différée et sous l'hypothèse qu'il existe un coût spécifique
barils de pétrole extra­lourd par an. Au moment de l’estimation, un prix du
associé à chaque scénario de fuite possible (taille du trou de libération), et
pétrole de 40 USD par baril a été envisagé.
que ceux­ci sont uniques à chaque type de composant. Cette approche est
décrite dans la norme API RP 581 [2] et est basée sur les différences
inhérentes aux coûts associés à la réparation de composants présentant de
1.E­01
petits dommages par rapport à ceux d'un composant ayant subi des dommages
extrêmes, comme ce serait le cas si l'équipement devait se rompre.
1.E­02
.
$
1.E­03
an
par
défaillance
de
Probabilité
Cr RC MCF/. ……………………..…équation (8)
baril
1.E­04
où RC est le coût relatif de réparation, MCF le facteur de coût du matériel et $/B
1.E­05
le prix actuel du baril de pétrole. RC et MCF sont obtenus à partir des tableaux
5.15 et 5.16 de l'API RP 581 Partie 3 – Analyse des conséquences dans une
1.E­06
0
évaluation API RBI, American Petroleum Institute, Washington, DC, 20005, 2008
[2]. Il est important de mentionner que les données réelles sur les coûts de
120
240
360
480
600
Conséquence de l'échec (barils d'EHO)
défaillance de tout composant doivent être utilisées si elles sont disponibles.
Figure 5. Exemple de matrice des risques
Une fois le COF estimé via l’équation (6), le tableau 9 est utilisé pour le
Dans la figure 5, le vert foncé signifie un risque très faible, le vert signifie un
classer.
risque faible, le jaune signifie un risque moyen, l’orange signifie un risque élevé et le
rouge signifie un risque très élevé.
5
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Étude de cas
Facteur d'atténuation (M) :
Il est prévu d'évaluer le risque associé au fonctionnement du récupérateur
D’après le tableau 5, le facteur d’atténuation est le suivant :
de limaces D­3001­A, selon la méthodologie d'évaluation des risques
développée dans le cadre du projet Petrocedeño RBI.
Tableau 10. Facteur d'atténuation pour les inspections de 2004 et 2009
Le D­3001­A est un séparateur biphasé recevant tous les liquides et gaz
Dommage
Mécanisme
des puits. Ce récipient en acier au carbone possède un revêtement époxy
interne de 400 µm d'épaisseur.
Années depuis
État du système
Inspection de 2004 (zone gaz et zone liquide)
Bon
Interne
(CO2 )C
état (test
MIC
de
CDU
revêtement époxy
En raison de l'évolution des réservoirs, on a constaté une augmentation
significative de la teneur en eau et en sable avec pour conséquence des dépôts
solides (environ 10% du diamètre et de la hauteur de l'équipement) observés
au fond de la cuve.
M
l'inspection
Inspecté en
2004 :
0,25
0 ans
Selon l'évaluation de la dégradation du matériau réalisée (tableau 1), on
vacances) Inspection de 2009 (zone gaz et liquide)
Bon
Interne
Inspecté en
(CO2 )C
état (test
2004 :
MIC
de
CDU
revêtement époxy
5 ans
vacances)
s'attend à obtenir dans la zone gazeuse un amincissement local par corrosion
au CO2 et dans la zone liquide un amincissement local par MIC et UDC. La
fatigue induite par les vibrations est un mécanisme de dommage potentiel
sur toutes les buses et tous les drains de processus, mais elle ne sera pas
prise en compte dans cette évaluation.
0,5
Une inspection interne réalisée en octobre 2004 a permis de déterminer, à
l'aide d'un test effectué un jour férié, que le revêtement intérieur était en parfait état.
Aucune indication de dommage n'a été trouvée dans la coque et les
Facteur de dégâts (Df) :
buses. L'inspection de 2004 a été qualifiée comme suit :
À partir des équations (3) et (4) et du tableau 4, les dommages
Inspection de la zone gazeuse :
Les facteurs sont présentés dans les tableaux 11 et 12 :
o Corrosion locale au CO2 ((CO2 )C) : inspection très efficace
Tableau 11. Efficacité des inspections et facteur de dommage pour les
Inspection de la zone liquide :
inspections
de 2004
Mécanisme de
o Corrosion induite microbiologiquement (MIC) : inspection très efficace o
Corrosion sous dépôt
t/Rl
C'est à dire
Poids mort M Déf.
dommage D­3001­A (zone de gaz)
(UDC) : inspection très efficace
0,25
(CO2 )C Très 0/40 0,03 D­3001­A (Zone
liquide)
MIC Très 0/40
Une inspection externe utilisant des tests non destructifs pour détecter
0,0075
0,03
0,25 0,0075
0,03
0,25 0,0075
les dommages internes a été effectuée entre mai et juillet 2009. Un balayage
à faisceau droit UT a été effectué dans plusieurs points chauds où un
CDU
Très 0/40
amincissement pouvait être attendu. Aucune indication de détérioration n’a
été trouvée.
L'inspection de 2009 a été qualifiée comme suit :
Tableau 12. Efficacité des inspections et facteur de dommage pour les
inspections de 2009
Inspection de la zone gazeuse :
Mécanisme
de dommages
o Corrosion locale au CO2 ((CO2 )C) : inspection inefficace
C'est à dire
t/Rl
Poids mort M Déf.
D­3001­A (Zone gazeuse)
Inspection de la zone liquide :
Très 0/40
1,08
0,5
0,54
D­3001­A (Zone liquide)
MIC
Très 0/40
0,03
0,5
0,015
0,03
0,5
0,015
(CO2 )C
o Corrosion induite microbiologiquement (MIC) : inspection assez efficace o
Corrosion sous dépôt
(UDC) : inspection assez efficace
CDU
Très 0/40
Lors des deux inspections, la durée de vie restante du navire a été estimée
à plus de 30 ans.
Facteurs de conception et de processus :
Évaluation de la probabilité de défaillance :
Les facteurs de conception et de processus sont obtenus via les tableaux 6
et 7. Les tableaux 13 et 14 résument le calcul de ces facteurs :
Fréquence de défaillance générique pour les zones liquide et gaz :
Pour (CO2 )C, MIC et UDC, des trous de petite et moyenne taille devraient
apparaître en cas de fuite. Ainsi, d'après le tableau 4.1 de l'API RP 581 Partie
2 – Détermination de la probabilité de défaillance dans une évaluation API RBI,
American Petroleum Institute, Washington, DC, 20005, 2008 [2], la défaillance
générique gff = 8x10­6 + 2x10­5 = 2,8x10­5 défaillances/an.
6
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Tableau 13. Facteur de conception.
Fd
Cp = (100 000)x(3) = 300 000 barils d'EHO
Valeur
Données requises
Le meilleur coût de réparation estimé pour D­3001­A est approximatif
D­3001­A (zone gaz)
#buses = 9
à 222 000 USD et en considérant un prix du pétrole de 65 USD, le coût des
Fd1 = 0
Années de service = 4,8
réparations serait de l'équation (8) : Cr = 222 000 / 65 =
3 415,4 barils d'EHO
Fd2 = 0
Durée de vie totale du projet = 30 ans
Pression de conception = 14,5 bar
Finalement, à partir de l’équation (6), la conséquence d’une défaillance
Fd3 = 0
sera :
Pression de service = 7,5 bar
Fd = 0
Cf = 300 000 + 3 415,4 = 303 415,4 barils d'EHO
D­3001­A (zone liquide)
#buses = 9
Fd1 = 0
Une fuite de la zone gazeuse et de la zone liquide du D­3001­A produirait
Années de service = 4,8
Fd2 = 0
une conséquence similaire de défaillance.
Durée de vie totale du projet = 30 ans
Pression de conception = 14,5 bar
L'évaluation des risques:
Fd3 = 0
Pression de service = 7,5 bar
Fd = 0
Pour chaque inspection, le risque est obtenu à partir de l'équation (9) et est
présenté dans le tableau 16 :
Tableau 14. Facteurs de processus.
Tableau 16. Évaluation des risques pour l'inspection de 2004 et 2009
Fp
Inspection de 2004
D­3001­A (Zone gazeuse)
ΔP = 2 ; ΔT<15°
Pf
Fp1 = 0
Encrassement = Faible
Fp2 = 0
Corrosivité = faible
Fp3 = 0
(échecs/an)
(Barils/an)
échec)
D­3001­A
Fp = 0
2,1x10­7
303 415 4
0,068
2,82x10­5
303 415 4
8.56
1,5x10­5
303 415 4
4,55
2,844x10­5
303 415 4
8,63
(Zone gazeuse)
D­3001­A (zone liquide) ΔP =
D­3001­A
2 ; ΔT<15°
R
Cf
(Barils/
Fp1 = 0
(Zone liquide)
Encrassement = moyen
Fp2 = 1
Inspection de 2009
Corrosivité = faible
Fp3 = 0
D­3001­A
Fp = 1
(Zone gazeuse)
D­3001­A
Enfin, à partir de l’équation (1), le tableau 15 montre les estimations de
(Zone liquide)
probabilité de défaillance pour les inspections de 2004 et de 2009.
Grâce aux tableaux 8 et 9, le risque peut être localisé dans une matrice de risque.
Tableau 15. Probabilité de défaillance pour les inspections de 2004 et 2009
La figure 6 montre le classement des risques de la zone gaz et liquide D­3001­
Pf
gff Df Fd Fp Inspection de 2004
A après l'inspection de 2004. Les deux zones sont situées dans le vert
zone qui signifie à faible risque au moment de l'inspection en 2004.
D­3001­A
(Zone gazeuse
Le risque augmenterait avec le temps.
2,8x10­5 0,0075
0
0
2,1x10­7
2,8x10­5 0,0075
0
1
2,82x10­5
D­3001­A
(Zone
D­3001­A (GAZ)
D­3001­A (LIQUIDE)
1.E­01
liquide)
Inspection de 2009
D­3001­A
(Zone gazeuse)
2,8x10­5 0,539
0
0
1,51x10­5
2,8x10­5 0,016
0
1
2 844 x 10­5
1.E­02
D­3001­A
1.E­03
an
par
défaillance
de
Probabilité
(Zone
liquide)
1.E­04
Évaluation des conséquences de l'échec :
1.E­05
Si une fuite se produit dans le D­3001­A, un arrêt partiel serait nécessaire
1.E­06
pour réparer ce navire, ce qui entraînerait un report de production de 100 000
0
barils/jour. D'autre part, d'après le tableau 5.17 de l'API
120
240
360
480
Conséquences d'une panne (barils d'EHO)
RP 581 Partie 3 – Analyse des conséquences dans une évaluation API RBI,
Figure 6. Classement des risques de 2004 pour D­3001­A.
American Petroleum Institute, Washington, DC,
20005, 2008 [2], le temps d'arrêt serait de 3 jours. Par conséquent, d'après
l'équation (7), la production différée est :
7
600
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3. DET NORSKE VERITAS, DNV­RP­G101 Inspection basée sur les risques des
La figure 7 montre la projection des risques de 2004 à 2009.
équipements mécaniques statiques des topsides offshore, 2002.
Alternativement, la figure 8 montre la projection des risques à partir de 2009 et au
cours des 20 prochaines années.
4. American Petroleum Institute, API RP 510 Code d'inspection des récipients
sous pression, Washington, DC, 2005, 2006.
16
14
5. American Petroleum Institute, API RP 571 Mécanismes de dommages dans
l'industrie du raffinage et de la pétrochimie, Washington, DC, 2005, 2003.
an)
(barils/
Risque
12
10
6. American Petroleum Institute, API RP 581 Document de ressources basé sur
D­3001­A (GAZ)
8
D­3001­A (LIQUIDE)
6
4
2
l'inspection basée sur les risques, Washington, DC, 20005, 2000.
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Temps (années)
Figure 7. Projection des risques de 2004 à 2009
5000
D­3201­A (GAZ)
an)
(barils/
Risque
D­3201­A (LIQUIDE)
0
2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035
Temps (années)
Figure 8. Projection des risques de 2009 à 20 ans après
En fonction de l'efficacité de l'inspection, le risque de la zone de gaz deviendra
plus élevé que celui de la zone de liquide, car il peut être
remarqué à partir des chiffres ci­dessus. D'autre part, la planification des inspections
peut être effectuée en fixant un objectif de risque maximal (tolérance au risque de
l'entreprise).
À titre d’exemple, si l’objectif de risque est fixé à 5 000 barils par an, cela signifie
qu’il sera atteint en 2024 et en 2029 pour les courbes des zones gaz et liquide. Par
conséquent, si la planification des inspections est basée sur le risque, les prochaines
dates d’inspection doivent être fixées peu avant ces années.
Il est important de mentionner que les plans d’inspection initiaux pour D­3001­A
étaient basés sur le temps. Cela signifie qu'à chaque certain moment (3 ans pour
l'inspection interne et 1 an pour l'inspection externe), sans tenir compte de l'état de
risque de cet équipement, une inspection doit être effectuée. Par conséquent, en
comparant la stratégie basée sur le risque avec la stratégie basée sur le temps, il est
clair que la RBI est une stratégie plus rentable.
Conclusion
La mise en œuvre de la méthodologie RBI sur une installation de production de
pétrole lourd a été présentée dans cet article. Il a été démontré que pour les
équipements mécaniques statiques, la meilleure stratégie de planification des
inspections est le RBI. Lorsque le RBI est utilisé en conjonction avec des techniques
d'inspection non intrusives très efficaces, des économies importantes sont réalisées
grâce à l'extension des inspections internes des navires tout en maintenant l'intégrité
des équipements.
Références
1. American Petroleum Institute, API RP 580 Inspection basée sur les risques,
Washington, DC, 20005, 2000.
2. American Petroleum Institute, API RP 581 Technologie d'inspection basée sur
les risques, Washington, DC, 2005, 2008.
8