Malgré la résistance intrinsèque à la corrosion des canalisations en acier inoxydable, celles installées en milieu marin subissent différents types de corrosion au cours de leur durée de vie. Cette corrosion peut entraîner des émissions fugitives, des pertes de produit et des risques potentiels. Les propriétaires et exploitants de plateformes offshore peuvent réduire ce risque en privilégiant des matériaux de canalisation plus résistants. Ils doivent ensuite rester vigilants lors de l'inspection des conduites d'injection de produits chimiques, des lignes hydrauliques et d'impulsion, ainsi que des instruments de mesure et des capteurs, afin de s'assurer que la corrosion ne menace pas l'intégrité des canalisations installées et ne compromet pas la sécurité.
On peut observer une corrosion localisée sur de nombreuses plateformes, navires et canalisations dans les installations offshore. Cette corrosion peut prendre la forme de piqûres ou de corrosion caverneuse, deux phénomènes susceptibles d'éroder la paroi du tuyau et de provoquer des fuites de fluide.
Le risque de corrosion est plus élevé lorsque la température de fonctionnement de l'application augmente. La chaleur peut accélérer la destruction du film d'oxyde passif externe protecteur du tube, favorisant ainsi la formation de corrosion par piqûres.
Malheureusement, la corrosion par piqûres et la corrosion caverneuse localisées sont souvent difficiles à détecter, ce qui complique leur identification, leur prévision et la conception des installations. Face à ces risques, les propriétaires, exploitants et responsables de plateformes doivent faire preuve de prudence lors du choix du matériau de tuyauterie le plus adapté à leur application. Le choix du matériau constitue leur première ligne de défense contre la corrosion ; il est donc essentiel de faire le bon choix. Heureusement, ils peuvent s’appuyer sur une mesure simple mais très efficace de la résistance à la corrosion localisée : l’indice PREN (Pitting Resistance Equivalent Number). Plus la valeur PREN d’un métal est élevée, plus sa résistance à la corrosion localisée est importante.
Cet article explique comment identifier la corrosion par piqûres et la corrosion caverneuse et comment optimiser le choix des matériaux de tubage pour les applications pétrolières et gazières offshore en fonction de la valeur PREN du matériau.
La corrosion localisée se produit sur de petites zones, contrairement à la corrosion générale qui est plus uniforme sur la surface métallique. La corrosion par piqûres et la corrosion caverneuse commencent à se former sur les tubes en acier inoxydable 316 lorsque le film d'oxyde passif externe riche en chrome se rompt sous l'effet de fluides corrosifs, notamment l'eau salée. Les environnements marins riches en chlorures, en mer comme à terre, ainsi que les températures élevées et même la contamination de la surface des tubes, augmentent le risque de dégradation de ce film de passivation.
La corrosion par piqûres se produit lorsque le film de passivation d'une canalisation est détruit, formant de petites cavités ou piqûres à sa surface. Ces piqûres ont tendance à s'agrandir sous l'effet de réactions électrochimiques, provoquant la dissolution du fer dans la solution au fond de la piqûre. Le fer dissous diffuse ensuite vers la surface et s'oxyde 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 la perforation de la paroi de la canalisation 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 due aux opérations de soudage et de meulage peut endommager la couche d'oxyde passive du tuyau, favorisant ainsi la formation et l'accélération de la corrosion par piqûres. Il en va de même pour toute contamination provenant des tuyaux eux-mêmes. De plus, l'évaporation des gouttelettes de saumure entraîne la formation de cristaux de sel humides sur les tuyaux, qui protègent la couche d'oxyde et peuvent également provoquer une corrosion par piqûres. Pour prévenir ces types de contamination, maintenez vos tuyaux propres en les rinçant régulièrement à l'eau claire.
Figure 1 – Un tuyau en acier inoxydable 316/316L contaminé par de l’acide, de la saumure et d’autres dépôts est très susceptible à la corrosion par piqûres.
Corrosion par piqûres. Dans la plupart des cas, la corrosion par piqûres est facilement identifiable par l'opérateur. Cependant, la corrosion par piqûres est difficile à détecter et présente un risque accru pour les opérateurs et le personnel. Elle se produit généralement sur les tuyaux présentant des espaces réduits entre les matériaux environnants, comme les tuyaux maintenus en place par des colliers ou installés côte à côte. Lorsque la saumure s'infiltre dans la crevasse, une solution de chlorure ferrique (FeCl3) acidifiée et chimiquement agressive se forme progressivement, provoquant une corrosion par piqûres accélérée (Figure 2). Les crevasses elles-mêmes augmentant le risque de corrosion, la corrosion par piqûres peut se produire à des températures bien inférieures à celles de la corrosion par piqûres.
Figure 2 – La corrosion par crevasses peut se développer entre le tuyau et le support du tuyau (en haut) et lorsque le tuyau est installé près d'autres surfaces (en bas) en raison de la formation d'une solution de chlorure ferrique acidifiée chimiquement agressive dans la crevasse.
La corrosion par piqûres se manifeste généralement d'abord par une piqûre dans la crevasse formée entre un tronçon de tuyau et le collier de support. Cependant, en raison de la concentration croissante en Fe++ dans le fluide présent dans la fissure, le cratère initial s'agrandit progressivement jusqu'à recouvrir toute la fissure. Finalement, la corrosion par piqûres peut perforer le tuyau.
Les fissures étroites présentent le plus grand risque de corrosion. Par conséquent, les colliers de serrage qui entourent la majeure partie de la circonférence du tuyau présentent généralement 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 contribuer à réduire le risque de corrosion par piqûres, susceptible d'entraîner des dommages ou une défaillance, en ouvrant régulièrement les colliers et en inspectant la surface du tuyau afin de détecter toute corrosion.
La corrosion par piqûres et la corrosion caverneuse peuvent être prévenues au mieux par le choix de 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 procédé et d'autres variables.
Pour aider les prescripteurs à optimiser le choix des matériaux, ils peuvent comparer les valeurs PREN des métaux afin de déterminer leur résistance à la corrosion localisée. Le PREN peut être calculé à partir de la composition chimique de l'alliage, notamment sa teneur en chrome (Cr), en molybdène (Mo) et en azote (N), comme suit :
L'indice PREN augmente avec la teneur en chrome, molybdène et azote, éléments anticorrosion, de l'alliage. La relation entre le PREN et la température critique de piqûration (TCP) – la température la plus basse à laquelle la corrosion par piqûres est observée – est établie pour différents aciers inoxydables en fonction de leur composition chimique. Le PREN est essentiellement proportionnel à la TCP. Par conséquent, des valeurs de PREN plus élevées indiquent une meilleure résistance à la piqûration. Une faible augmentation du PREN correspond à une faible augmentation de la TCP de l'alliage, tandis qu'une forte augmentation du PREN indique une amélioration significative des performances, avec une TCP nettement plus élevée.
Le tableau 1 compare les valeurs PREN de divers alliages couramment utilisés dans les applications pétrolières et gazières offshore. Il montre comment le choix d'un alliage de qualité supérieure pour les tubes permet d'améliorer significativement la résistance à la corrosion. L'augmentation du PREN est minime lors du passage de l'acier inoxydable 316 à l'acier inoxydable 317. Pour une amélioration significative des performances, l'acier inoxydable super austénitique 6 Mo ou l'acier inoxydable super duplex 2507 sont les solutions idéales.
Une concentration plus élevée de nickel (Ni) dans l'acier inoxydable améliore également sa résistance à la corrosion. Cependant, la teneur en nickel de l'acier inoxydable n'intervient pas dans le calcul du PREN (indice de résistance à la corrosion). Dans tous les cas, il est souvent avantageux de privilégier les aciers inoxydables à forte concentration en nickel, car cet élément contribue à la repassivation des surfaces présentant des signes de corrosion localisée. Le nickel stabilise l'austénite et empêche la formation de martensite lors du cintrage ou de l'étirage à froid de tubes durs de 3,2 mm (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 %, est également souhaitable pour les applications impliquant de l'hydrogène gazeux à haute pression dans les aciers 316/316L. La concentration minimale de nickel requise pour l'acier inoxydable 316/316L dans la norme ASTM est de 10 %.
La corrosion localisée peut se produire n'importe où sur les canalisations utilisées en milieu marin. Toutefois, la corrosion par piqûres est plus fréquente dans les zones déjà contaminées, tandis que la corrosion caverneuse est plus probable dans les zones où l'espace entre la canalisation et les éléments de fixation est réduit. En se basant sur le PREN (Probabilité de Rendement des Élévations), le prescripteur peut sélectionner l'alliage de canalisation le plus adapté afin de minimiser les risques de corrosion localisée.
Cependant, il convient de noter que d'autres variables peuvent influencer le risque de corrosion. Par exemple, la température affecte la résistance à la corrosion par piqûres de l'acier inoxydable. Dans les climats marins chauds, il est fortement recommandé d'opter pour des tubes en acier inoxydable super austénitique au molybdène 6 ou en acier inoxydable super duplex 2507, car ces matériaux présentent une excellente résistance à la corrosion localisée et à la fissuration sous contrainte par les chlorures. Dans les climats plus froids, les tubes en acier inoxydable 316/316L peuvent suffire, notamment si leur utilisation a été démontrée avec succès.
Les propriétaires et exploitants de plateformes offshore peuvent également prendre des mesures pour minimiser les risques de corrosion après l'installation des tubes. Ils doivent veiller à la propreté des tuyaux et les rincer régulièrement à l'eau douce afin de réduire les risques de corrosion par piqûres. Ils doivent également faire ouvrir les colliers de serrage des tubes par les techniciens de maintenance lors des inspections de routine afin de détecter la présence de corrosion caverneuse.
En suivant les étapes décrites ci-dessus, les propriétaires et exploitants de plateformes peuvent réduire le risque de corrosion des tubes et de fuites connexes en milieu marin, améliorant ainsi la sécurité et l'efficacité, tout en réduisant le risque 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.
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