Malgré la résistance intrinsèque à la corrosion des conduites en acier inoxydable, celles installées en milieu marin sont sujettes à divers 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 exploitants de plateformes offshore peuvent réduire le risque de corrosion en choisissant dès le départ des matériaux plus résistants pour leurs conduites, afin d'améliorer leur résistance à la corrosion. Par la suite, ils doivent rester vigilants lors de l'inspection des conduites d'injection chimique, des conduites hydrauliques et d'impulsion, ainsi que des instruments de procédé, afin de s'assurer que la corrosion ne menace pas l'intégrité des conduites installées ni ne compromet la sécurité.
La corrosion localisée est présente sur de nombreuses plateformes, navires et pipelines offshore. Elle peut prendre la forme de piqûres ou de fissures, qui peuvent éroder la paroi des conduites et provoquer des fuites de liquide.
Le risque de corrosion augmente avec la température de fonctionnement de l'application. La chaleur peut accélérer la dégradation du film d'oxyde passif externe protecteur du tube, favorisant ainsi la formation de piqûres.
Malheureusement, la corrosion localisée par piqûres et caverneuses est difficile à détecter, ce qui complique l'identification, la prévision et la conception de ces types de corrosion. Compte tenu de ces risques, les propriétaires, exploitants et personnes désignées de plateformes doivent faire preuve de prudence dans le choix du matériau de pipeline le mieux adapté à leur application. Le choix du matériau constitue leur première ligne de défense contre la corrosion ; il est donc crucial de le choisir avec soin. Heureusement, ils peuvent utiliser une mesure très simple mais très efficace de la résistance à la corrosion localisée : l'indice équivalent de résistance aux piqûres (PREN). Plus l'indice PREN d'un métal est élevé, 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 sur de petites zones, contrairement à la corrosion générale, qui est plus uniforme sur la surface métallique. La corrosion par piqûres et par fissures commence à se former sur les tubes en acier inoxydable 316 lorsque le film d'oxyde passif externe, riche en chrome, du métal est rompu par exposition à des liquides corrosifs, notamment l'eau salée. Les environnements marins riches en chlorures, 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 section de conduite se rompt, formant de petites cavités ou piqûres à la surface du tuyau. Ces piqûres sont susceptibles de se développer au fur et à mesure des réactions électrochimiques, ce qui entraîne la dissolution du fer du métal en solution au fond de la piqûre. Le fer dissous se diffuse ensuite vers le haut de la piqûre 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 et la corrosion s'intensifie, ce qui peut entraîner la perforation de la paroi du tuyau et provoquer des fuites.
Les tubes sont plus sensibles à la corrosion par piqûres si leur surface extérieure est contaminée (figure 1). Par exemple, les contaminants provenant des opérations de soudage et de meulage peuvent endommager la couche d'oxyde de passivation du tube, formant ainsi et accélérant la corrosion par piqûres. Il en va de même pour la simple gestion de la pollution provenant des tubes. De plus, lors de l'évaporation des gouttelettes de sel, les cristaux de sel humides qui se forment sur les tubes protègent la couche d'oxyde et peuvent provoquer la corrosion par piqûres. Pour prévenir ce type de contamination, maintenez vos tubes propres en les rinçant régulièrement à l'eau claire.
Figure 1. Les tuyaux en acier inoxydable 316/316L contaminés par des dépôts acides, salins et autres sont très sensibles aux piqûres.
Corrosion caverneuse. Dans la plupart des cas, la piqûre est facilement détectable par l'opérateur. Cependant, la corrosion caverneuse est plus difficile à détecter et présente un risque accru pour les opérateurs et le personnel. Elle se produit généralement sur les conduites présentant des interstices étroits entre les matériaux environnants, comme les conduites maintenues en place par des colliers ou les conduites serrées les unes contre les autres. Lorsque la saumure s'infiltre dans l'interstice, une solution de chlorure ferrique acidifiée (FeCl3) chimiquement agressive se forme à cet endroit, ce qui accélère la corrosion de l'interstice (Fig. 2). La corrosion caverneuse augmentant par nature le risque de corrosion, elle peut se produire à des températures bien inférieures à celles de la piqûre.
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 acidifiée chimiquement agressive de chlorure ferrique dans l’espace.
La corrosion caverneuse simule généralement une piqûre dans l'espace formé entre la section du tube et le collier de support. Cependant, en raison de l'augmentation de la concentration en Fe++ dans le fluide à l'intérieur de la fracture, l'entonnoir initial s'élargit progressivement jusqu'à recouvrir la totalité de la fracture. À terme, la corrosion caverneuse peut entraîner la perforation du tube.
Les fissures denses représentent le risque de corrosion le plus élevé. Par conséquent, les colliers de serrage qui encerclent une grande 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 les risques de corrosion caverneuse ou de défaillance en ouvrant régulièrement les appareils et en inspectant la surface des tuyaux pour détecter toute trace de corrosion.
La corrosion par piqûres et caverneuse peut être évitée en choisissant l'alliage métallique adapté à l'application. Les prescripteurs doivent faire preuve de diligence dans le choix du 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 leur choix de 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 de 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) de l'alliage. Le rapport PREN est basé sur la température critique de piqûre (CPT) – la température la plus basse à laquelle la piqûre se produit – pour différents aciers inoxydables, selon leur composition chimique. Le PREN est essentiellement proportionnel au CPT. Par conséquent, des valeurs de PREN élevées indiquent une meilleure résistance à la piqûre. Une légère augmentation du PREN correspond à une faible augmentation du CPT par rapport à l'alliage, tandis qu'une augmentation importante du PREN indique une amélioration significative des performances par rapport à un CPT beaucoup plus élevé.
Le tableau 1 compare les valeurs PREN de divers alliages couramment utilisés dans l'industrie pétrolière et gazière offshore. Il montre comment la spécification peut améliorer considérablement la résistance à la corrosion en sélectionnant un alliage de qualité supérieure pour les tubes. Le PREN augmente légèrement de l'acier inoxydable 316 à l'acier inoxydable 317. L'acier inoxydable 6 Mo super austénitique ou l'acier inoxydable 2507 super duplex sont idéaux pour des gains de performance significatifs.
Des concentrations plus élevées de nickel (Ni) dans l'acier inoxydable augmentent également la résistance à la corrosion. Cependant, la teneur en nickel de l'acier inoxydable n'entre pas dans l'équation PREN. Quoi qu'il en soit, il est souvent avantageux de choisir des aciers inoxydables à teneur plus élevée en nickel, car cet élément contribue à la repassivation des surfaces présentant des signes de corrosion localisée. Le nickel stabilise l'austénite et prévient la formation de martensite lors du cintrage ou de l'étirage à froid de tubes rigides de 1/8 de pouce. 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 l'acier 316/316L est également souhaitable pour les applications sous hydrogène gazeux haute pression. La concentration minimale en nickel requise pour l'acier inoxydable ASTM 316/316L est de 10 %.
La corrosion localisée peut se produire n'importe où dans une canalisation utilisée en milieu marin. Cependant, les piqûres sont plus susceptibles de se produire dans les zones déjà contaminées, tandis que la corrosion caverneuse est plus susceptible de se produire dans les zones présentant des espaces étroits entre la canalisation et l'équipement d'installation. En utilisant le PREN comme base, le prescripteur peut sélectionner la nuance de canalisation la plus adaptée pour minimiser le risque de corrosion localisée.
Cependant, il faut garder à l'esprit que d'autres variables peuvent influencer le risque de corrosion. Par exemple, la température affecte la résistance de l'acier inoxydable à la piqûre. Pour les climats maritimes chauds, l'utilisation de tubes en acier super austénitique au molybdène 6 ou en acier inoxydable super duplex 2507 est à envisager sérieusement, car ces matériaux offrent une excellente résistance à la corrosion localisée et à la fissuration par les chlorures. Pour les climats plus frais, un tube en 316/316L peut suffire, surtout s'il a déjà fait ses preuves.
Les propriétaires et exploitants de plateformes offshore peuvent également prendre des mesures pour minimiser le risque de corrosion après l'installation des tubes. Ils doivent maintenir les conduites propres et les rincer régulièrement à l'eau douce afin de réduire le risque de piqûres. Ils doivent également demander aux techniciens de maintenance d'ouvrir les colliers lors des inspections de routine pour vérifier l'absence de corrosion caverneuse.
En suivant les étapes ci-dessus, les propriétaires et les exploitants de plates-formes peuvent réduire le risque de corrosion des tuyaux et de fuites associées dans l’environnement marin, améliorer la sécurité et l’efficacité et réduire les risques de perte de produit ou d’émissions fugitives.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Le Journal of Petroleum Technology, la revue phare de la Society of Petroleum Engineers, fournit des notes et des articles faisant autorité sur les avancées technologiques en amont, les problèmes de l'industrie pétrolière et gazière, ainsi que des nouvelles sur la SPE et ses membres.