Malgré la résistance intrinsèque à la corrosion des canalisations en acier inoxydable, celles installées en milieu marin sont soumises à divers types de corrosion durant 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 conduites hydrauliques et d'impulsion, ainsi que des instruments de mesure et de traitement, afin de s'assurer que la corrosion ne compromet pas l'intégrité de la tuyauterie installée ni la sécurité.
On observe une corrosion localisée sur de nombreuses plateformes, navires et pipelines sous-marins. 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 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 par piqûres et la corrosion caverneuse localisées sont difficiles à détecter, ce qui complique leur identification, leur prévision et la conception de systèmes de protection contre ce type de corrosion. Face à ces risques, les propriétaires, exploitants et mandataires de plateformes doivent faire preuve de vigilance dans le choix du matériau de pipeline le plus adapté à leur application. Le choix du matériau constitue leur première ligne de défense contre la corrosion ; il est donc primordial de faire le bon choix. Heureusement, ils peuvent opter pour une mesure très simple mais très efficace de la résistance à la corrosion localisée : l’indice de résistance à la corrosion par piqûres (PREN). Plus la valeur PREN d’un métal est élevée, plus sa résistance à la corrosion localisée est importante.
Cet article examinera comment identifier la corrosion par piqûres et la corrosion caverneuse, ainsi que 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 généralisée 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 dégrade sous l'effet de liquides corrosifs, notamment l'eau salée. Les milieux marins riches en chlorures, ainsi que les températures élevées et même la contamination de la surface des tubes, augmentent la probabilité de dégradation de ce film de passivation.
La corrosion par piqûres se produit lorsque le film de passivation d'une section de tuyau se dégrade, formant de petites cavités ou piqûres à sa surface. Ces piqûres ont tendance à s'agrandir sous l'effet de réactions électrochimiques, ce qui entraîne la dissolution du fer contenu dans le métal 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, ce qui peut provoquer la perforation de la paroi du tuyau et des fuites.
Les tubes sont plus sensibles à la corrosion par piqûres si leur surface extérieure est contaminée (Figure 1). Par exemple, les contaminants issus des opérations de soudage et de meulage peuvent endommager la couche d'oxyde de passivation du tuyau, favorisant ainsi la formation et l'accélération de la corrosion par piqûres. Il en va de même pour la simple pollution des canalisations. De plus, lors de l'évaporation des gouttelettes de sel, les cristaux de sel humides qui se forment sur les tuyaux protègent la couche d'oxyde et peuvent également entraîner la corrosion par piqûres. Pour prévenir ces types de contamination, maintenez vos canalisations propres en les rinçant régulièrement à l'eau claire.
Figure 1. Un tuyau en acier inoxydable 316/316L contaminé par de l'acide, du sel et d'autres dépôts est très susceptible de se piquer.
Corrosion par piqûres. Dans la plupart des cas, la corrosion par piqûres est facilement détectable par l'opérateur. Cependant, la corrosion par piqûres est difficile à repérer et représente un risque plus important pour les opérateurs et le personnel. Elle se produit généralement sur les canalisations présentant des espaces étroits entre les matériaux environnants, comme les canalisations maintenues par des colliers ou celles étroitement juxtaposées. Lorsque la saumure s'infiltre dans la crevasse, une solution de chlorure ferrique (FeCl₃) acidifiée et chimiquement agressive se forme progressivement, accélérant ainsi la corrosion par piqûres (Fig. 2). La crevasse elle-même augmentant le risque de corrosion, ce type de corrosion 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 acidifiée chimiquement agressive de chlorure ferrique dans l'espace.
La corrosion par piqûres se manifeste d'abord par des piqûres dans l'espace formé entre la section de tuyau et le collier de support. Cependant, en raison de l'augmentation de la concentration en Fe++ dans le fluide à l'intérieur de la fissure, l'entonnoir initial s'élargit progressivement jusqu'à recouvrir toute la fissure. Finalement, la corrosion par piqûres peut entraîner la perforation du tuyau.
Les fissures profondes représentent le plus grand risque de corrosion. Par conséquent, les colliers de serrage qui entourent une grande partie de la circonférence du tuyau sont généralement plus risqués 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 par piqûres ou de défaillance en ouvrant régulièrement les colliers et en vérifiant l'état de la surface du tuyau.
La corrosion par piqûres et la corrosion caverneuse peuvent être évitées en choisissant l'alliage métallique approprié à l'application. Les prescripteurs doivent faire preuve de la plus grande rigueur dans le choix du matériau de tuyauterie optimal afin de minimiser les risques de corrosion, en fonction de l'environnement et des conditions de procédé, ainsi que 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 se calcule 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. Ce rapport est calculé à partir de la température critique de piqûration (TCP), soit la température minimale à laquelle la piqûration se produit, pour différents aciers inoxydables selon leur composition chimique. En effet, le PREN est proportionnel à la TCP. Par conséquent, des valeurs de PREN 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, même avec une TCP nettement supérieure.
Le tableau 1 compare les valeurs PREN de différents alliages couramment utilisés dans l'industrie pétrolière et gazière offshore. Il montre comment le choix d'un alliage de tuyauterie de meilleure qualité permet d'améliorer considérablement la résistance à la corrosion. La valeur PREN augmente légèrement entre l'acier inoxydable 316 et l'acier inoxydable 317. Les aciers inoxydables super austénitiques 6 Mo ou super duplex 2507 sont idéaux pour une amélioration significative des performances.
Une concentration plus élevée en nickel (Ni) dans l'acier inoxydable accroît 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 choisir des aciers inoxydables à forte teneur 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 rigides de 3,2 mm (1/8"). La martensite est une phase cristalline indésirable dans les métaux, car elle 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 à haute pression d'hydrogène. La concentration minimale de nickel requise pour l'acier inoxydable ASTM 316/316L 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 équipements d'installation est réduit. En s'appuyant sur le PREN (Probabilité de Risque de Corrosion Localisée), 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 de l'acier inoxydable à la corrosion par piqûres. Dans les climats maritimes chauds, il est fortement recommandé d'opter pour des tubes en acier austénitique 6 au molybdène ou en acier inoxydable duplex 2507, car ces matériaux présentent une excellente résistance à la corrosion localisée et à la fissuration par les chlorures. Dans les climats plus froids, un tube en acier inoxydable 316/316L peut suffire, notamment s'il a fait ses preuves.
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 piqûres. Ils doivent également faire ouvrir les colliers de serrage lors des inspections de routine par leurs techniciens de maintenance afin de détecter toute corrosion par crevasses.
En suivant les étapes ci-dessus, les propriétaires et exploitants de plateformes peuvent réduire le risque de corrosion des canalisations et de fuites connexes en milieu marin, améliorer la sécurité et l'efficacité, et réduire le risque 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 est la revue phare de la Society of Petroleum Engineers, proposant des synthèses et des articles faisant autorité sur les avancées technologiques en amont, les problématiques de l'industrie pétrolière et gazière, ainsi que des actualités concernant la SPE et ses membres.