Malgré la résistance inhérente à la corrosion des tuyaux en acier inoxydable, les tuyaux en acier inoxydable installés dans des environnements marins subissent différents types de corrosion au cours de leur durée de vie prévue. Cette corrosion peut entraîner des émissions fugitives, une perte de produit et des risques potentiels.
Une corrosion localisée peut être trouvée sur de nombreuses plates-formes, navires, navires et tuyauteries dans les installations offshore. Cette corrosion peut prendre la forme de piqûres ou de crevasses, chacune pouvant éroder la paroi du tuyau et provoquer une libération de fluide.
Le risque de corrosion est plus important lorsque la température de fonctionnement de l'application augmente. La chaleur peut accélérer la destruction du film d'oxyde passif extérieur protecteur du tube, favorisant ainsi la formation de corrosion par piqûres.
Malheureusement, la corrosion localisée par piqûres et crevasses peut être difficile à détecter, ce qui rend ces types de corrosion plus difficiles à identifier, à prévoir et à concevoir. Compte tenu de ces risques, les propriétaires de plates-formes, les opérateurs et les personnes désignées doivent faire preuve de prudence lors de la sélection du meilleur matériau de tuyauterie pour leur application. La sélection des matériaux est leur première ligne de défense contre la corrosion, il est donc important de bien faire les choses. plus sa résistance à la corrosion localisée.
Cet article examine comment identifier la corrosion par piqûres et crevasses et comment optimiser la sélection des matériaux de tubage pour les applications pétrolières et gazières offshore en fonction de la valeur PREN du matériau.
La corrosion localisée se produit dans de petites zones par rapport à la corrosion générale, qui est plus uniforme sur la surface du métal. La corrosion par piqûres et crevasses commence à se former sur les tuyaux en acier inoxydable 316 lorsque le film d'oxyde passif externe riche en chrome du métal se rompt en raison de l'exposition à des fluides corrosifs, y compris l'eau salée.
piqûres.La corrosion par piqûres se produit lorsque le film de passivation sur une longueur de tuyau est détruit, formant de petites cavités ou piqûres à la surface du tuyau.Ces piqûres sont susceptibles de se développer au fur et à mesure que des réactions électrochimiques se produisent, provoquant la dissolution du fer contenu dans le métal dans la solution au fond de la fosse.Le fer dissous se diffusera ensuite vers le haut de la fosse et s'oxydera pour former de l'oxyde de fer ou de la rouille. conduire à des fuites.
Les tubes sont plus susceptibles de se promener la corrosion lorsque sa surface extérieure est contaminée (figure 1). Par exemple, la contamination des opérations de soudage et de broyage peut endommager la couche d'oxyde passivante du contes peut entraîner des opinions de corrosion.
Figure 1 – Les tuyaux en acier inoxydable 316/316L contaminés par de l'acide, de la saumure et d'autres dépôts sont très sensibles à la corrosion par piqûres.
corrosion caverneuse.Dans la plupart des cas, les piqûres peuvent être facilement identifiées par l'opérateur.Cependant, la corrosion caverneuse n'est pas facile à détecter et pose un plus grand risque pour les opérateurs et le personnel.Elle se produit généralement sur les tuyaux qui ont des espaces restreints entre les matériaux environnants, tels que les tuyaux maintenus en place avec des clips ou les tuyaux qui sont solidement installés côte à côte.Lorsque la saumure s'infiltre dans la crevasse, une solution chimiquement agressive de chlorure ferrique acidifié (FeCl3) se forme dans la zone au fil du temps et provoque une corrosion caverneuse accélérée (Figure 2). Comme elles augmentent elles-mêmes le risque de corrosion, la corrosion caverneuse peut se produire à des températures bien inférieures à la corrosion par piqûres.
Figure 2 – Une corrosion caverneuse peut se développer entre le tuyau et le support de tuyau (en haut) et lorsque le tuyau est installé à proximité d'autres surfaces (en bas) en raison de la formation d'une solution de chlorure ferrique acidifié chimiquement agressive dans la crevasse.
La corrosion caverneuse simule généralement la corrosion par piqûres d'abord dans la crevasse formée entre une longueur de tuyau et le clip de support de tuyau. Cependant, en raison de la concentration croissante de Fe++ dans le fluide à l'intérieur de la fracture, le cratère initial devient de plus en plus large jusqu'à ce qu'il recouvre toute la fracture. En fin de compte, la corrosion caverneuse peut perforer le tuyau.
Les fissures serrées constituent le plus grand risque de corrosion. Par conséquent, les colliers de serrage qui s'enroulent autour de la majeure partie de la circonférence du tuyau ont tendance à présenter un risque plus élevé que les colliers ouverts, ce qui minimise la surface de contact entre le tuyau et le collier. Les techniciens de maintenance peuvent aider à réduire le risque de corrosion caverneuse causant des dommages ou une défaillance en ouvrant régulièrement les colliers et en inspectant la surface du tuyau pour détecter la corrosion.
La meilleure façon de prévenir la corrosion par piqûres et crevasses consiste à choisir le bon alliage métallique pour l'application.
Pour aider les prescripteurs à optimiser la sélection des matériaux, ils peuvent comparer les valeurs PREN des métaux pour déterminer leur résistance à la corrosion localisée. Le PREN peut être calculé à partir de la composition chimique de l'alliage, y compris sa teneur en chrome (Cr), molybdène (Mo) et azote (N), comme suit :
Le PREN augmente avec la teneur en éléments résistants à la corrosion que sont le chrome, le molybdène et l'azote dans l'alliage. PREN indique une amélioration significative des performances à un CPT significativement plus élevé.
Le tableau 1 compare les valeurs PREN de divers alliages couramment utilisés dans les applications pétrolières et gazières offshore. Il montre comment la spécification peut améliorer considérablement la résistance à la corrosion en sélectionnant un alliage de tuyau de qualité supérieure. Le PREN n'augmente que légèrement lors de la transition de l'acier inoxydable 316 à l'acier inoxydable 317. Pour une augmentation significative des performances, l'acier inoxydable super austénitique 6 Mo ou l'acier inoxydable super duplex 2507 est idéalement utilisé.
Des concentrations plus élevées de nickel (Ni) dans l'acier inoxydable améliorent également la résistance à la corrosion. Cependant, la teneur en nickel de l'acier inoxydable ne fait pas partie de l'équation PREN. Dans tous les cas, il est souvent avantageux de spécifier des aciers inoxydables avec des concentrations de nickel plus élevées, car cet élément aide à re-passiver les surfaces qui montrent des signes de corrosion localisée. à la corrosion localisée ainsi qu'à la fissuration sous contrainte induite par les chlorures. Une teneur en nickel plus élevée d'au moins 12 % dans le 316/316L est également souhaitable pour les applications impliquant de l'hydrogène gazeux à haute pression. La concentration minimale en nickel requise pour l'acier inoxydable 316/316L dans la spécification standard ASTM est de 10 %.
La corrosion localisée peut se produire n'importe où sur les tuyaux utilisés dans les environnements marins. Cependant, la corrosion par piqûres est plus susceptible de se produire dans les zones déjà contaminées, tandis que la corrosion caverneuse est plus susceptible de se produire dans les zones avec des espaces étroits entre le tuyau et le matériel de montage. En utilisant le PREN comme base, le prescripteur peut sélectionner le meilleur alliage de tuyau pour minimiser le risque de tout type de corrosion localisée.
Cependant, gardez à l'esprit qu'il existe d'autres variables qui peuvent affecter le risque de corrosion. Par exemple, la température affecte la résistance aux piqûres de l'acier inoxydable. Pour les climats marins chauds, les tuyaux en acier inoxydable super austénitique 6 molybdène ou 2507 super duplex doivent être sérieusement pris en compte car ces matériaux ont une excellente résistance à la corrosion localisée et à la fissuration sous contrainte due au chlorure.
Les propriétaires et les exploitants de plates-formes offshore peuvent également prendre des mesures pour minimiser le risque de corrosion après l'installation des tubes. Ils doivent garder les tuyaux propres et les rincer régulièrement à l'eau douce pour réduire le risque de corrosion par piqûres. Ils doivent également demander aux techniciens de maintenance d'ouvrir les colliers de serrage des tubes lors des inspections de routine pour rechercher la présence de corrosion caverneuse.
En suivant les étapes décrites ci-dessus, les propriétaires et exploitants de plates-formes peuvent réduire le risque de corrosion des tubes et de fuites associées dans les environnements marins, améliorant ainsi la sécurité et l'efficacité, tout en réduisant les risques de perte de produit ou de rejet d'émissions fugitives.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Le Journal of Petroleum Technology est le magazine phare de la Society of Petroleum Engineers, fournissant des notes et des articles faisant autorité sur les progrès de la technologie d'exploration et de production, les problèmes de l'industrie pétrolière et gazière, et des nouvelles sur SPE et ses membres.