Malgré la résistance inhérente à la corrosion des tuyaux en acier inoxydable, les tuyaux en acier inoxydable installés dans les environnements marins sont soumis à différents types de corrosion au cours de leur durée de vie prévue. Cette corrosion peut entraîner des émissions fugitives, des pertes de produit et des risques potentiels. Les propriétaires et les exploitants de plates-formes offshore peuvent réduire le risque de corrosion en spécifiant des matériaux de tuyaux plus résistants qui offrent une meilleure résistance à la corrosion. Par la suite, ils doivent rester vigilants lors de l'inspection des conduites d'injection chimique, hydrauliques et d'impulsion, ainsi que des instruments de processus et des équipements de détection pour garantir que la corrosion ne menace pas l'intégrité de la tuyauterie installée et ne compromet pas la sécurité.
Une corrosion localisée peut être trouvée sur de nombreuses plates-formes, navires, bateaux et tuyauteries dans les installations offshore. Cette corrosion peut se présenter sous la forme de piqûres ou de corrosion caverneuse, qui peuvent toutes deux éroder la paroi du tuyau et provoquer une libération de fluide.
Le risque de corrosion est plus grand 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 par piqûres et crevasses localisées 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, les exploitants et les personnes désignées de plates-formes doivent faire preuve de prudence lors de la sélection du meilleur matériau de tuyauterie pour leur application. Le choix du matériau est leur première ligne de défense contre la corrosion, il est donc important de bien faire les choses. Heureusement, ils peuvent choisir en utilisant une mesure très simple mais très efficace de la résistance à la corrosion localisée, le nombre équivalent de résistance aux piqûres (PREN). Plus la valeur PREN d'un métal est élevée, plus sa résistance à la corrosion localisée est élevée.
Cet article examinera comment identifier la corrosion par piqûres et crevasses et comment optimiser la sélection des matériaux de tubes 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 par crevasses commence à se former sur les tuyaux en acier inoxydable 316 lorsque le film d'oxyde passif riche en chrome externe du métal se rompt en raison de l'exposition à des fluides corrosifs, y compris l'eau salée. Les environnements marins offshore et onshore riches en chlorure, ainsi que les températures élevées et même la contamination de la surface du tube, augmentent le potentiel de dégradation de ce film de passivation.
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 à mesure que des réactions électrochimiques se produisent, provoquant la dissolution du fer du métal dans la solution au fond de la piqûre. Le fer dissous diffusera ensuite vers le haut de la piqûre et s'oxydera pour former de l'oxyde de fer ou de la rouille. À mesure que la piqûre s'approfondit, les réactions électrochimiques s'accélèrent, la corrosion s'intensifie et peut entraîner une perforation de la paroi du tuyau et des fuites.
Les tubes sont plus sensibles à la corrosion par piqûres lorsque leur surface extérieure est contaminée (figure 1). Par exemple, la contamination provenant des opérations de soudage et de meulage peut endommager la couche d'oxyde passivant du tuyau, formant et accélérant ainsi la corrosion par piqûres. Il en va de même pour le simple traitement de la contamination des tuyaux. De plus, lorsque les gouttelettes de saumure s'évaporent, les cristaux de sel humides qui se forment sur les tuyaux font de même pour protéger la couche d'oxyde et peuvent entraîner une corrosion par piqûres. Pour éviter ces types de contamination, gardez vos tuyaux propres en les rinçant régulièrement à l'eau douce.
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 présente un risque plus élevé 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 par des clips ou les tuyaux qui sont solidement installés côte à côte. Lorsque la saumure s'infiltre dans la crevasse, une solution de chlorure ferrique acidifié (FeCl3) chimiquement agressive se forme dans la zone au fil du temps et provoque une accélération de la corrosion caverneuse (Figure 2). Étant donné que les crevasses elles-mêmes augmentent 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 du 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 acidifiée 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 du 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 grand 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, qui minimisent la surface de contact entre le tuyau et le collier. Les techniciens de maintenance peuvent aider à réduire le risque de corrosion caverneuse provoquant des dommages ou une défaillance en ouvrant régulièrement les colliers et en inspectant la surface du tuyau pour détecter toute corrosion.
La corrosion par piqûres et par crevasses peut être mieux évitée en choisissant l'alliage métallique adapté à l'application. Les prescripteurs doivent faire preuve de diligence raisonnable pour sélectionner le matériau de tuyauterie optimal afin de minimiser le risque de corrosion en fonction de l'environnement d'exploitation, des conditions de processus et d'autres variables.
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), en molybdène (Mo) et en azote (N), comme suit :
Le PREN augmente avec la teneur en éléments résistants à la corrosion chrome, molybdène et azote dans l'alliage. La relation PREN est basée sur la température critique de piqûres (CPT) - la température la plus basse à laquelle la corrosion par piqûres est observée - pour divers aciers inoxydables par rapport à la composition chimique. Essentiellement, le PREN est proportionnel au CPT. Par conséquent, des valeurs PREN plus élevées indiquent une résistance aux piqûres plus élevée. Une petite augmentation du PREN n'équivaut qu'à une petite augmentation du CPT par rapport à l'alliage, tandis qu'une forte augmentation du PREN indique une amélioration significative des performances par rapport 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 du passage 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. Le nickel stabilise l'austénite et empêche la formation de martensite lors du pliage ou de l'étirage à froid de tuyaux durs de 1/8. La martensite est une phase cristalline indésirable dans les métaux qui réduit la résistance de l'acier inoxydable 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 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 au molybdène 6 ou super duplex 2507 doivent être sérieusement envisagés car ces matériaux ont une excellente résistance à la corrosion localisée et à la fissuration sous contrainte des chlorures. Pour les climats plus frais, les tuyaux 316/316L peuvent être suffisants, surtout si un historique d'utilisation réussie a été établi.
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 les exploitants de plateformes 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 d'information et des articles faisant autorité sur les avancées en matière de technologie d'exploration et de production, les problèmes de l'industrie pétrolière et gazière et les actualités sur la SPE et ses membres.