Malgré la résistance inhérente à la corrosion des tuyaux en acier inoxydable, les tuyaux en acier inoxydable installés dans les environnements marins sont sujets 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 plates-formes offshore peuvent réduire le risque de corrosion en spécifiant des matériaux de tuyauterie plus solides qui offrent une meilleure résistance à la corrosion.Par la suite, ils doivent rester vigilants lors de l'inspection des conduites d'injection de produits chimiques, des conduites hydrauliques et d'impulsion, de l'instrumentation et de l'instrumentation de procédé pour s'assurer que la corrosion ne menace pas l'intégrité de la tuyauterie installée ou ne compromet pas la sécurité.
La corrosion localisée peut être trouvée sur de nombreuses plates-formes, navires, navires et pipelines offshore.Cette corrosion peut prendre la forme de piqûres ou de crevasses, chacune pouvant éroder la paroi du tuyau et provoquer la libération de liquide.
Le risque de corrosion augmente à mesure que la température de fonctionnement de l'application augmente.La chaleur peut accélérer la dégradation du film d'oxyde passif extérieur protecteur du tube, favorisant ainsi la formation de piqûres.
Malheureusement, la corrosion localisée par piqûres et crevasses est difficile à détecter, ce qui complique l'identification, la prédiction et la conception de ces types de corrosion.Compte tenu de ces risques, les propriétaires de plates-formes, les opérateurs et les délégués doivent faire preuve de prudence lors de la sélection du meilleur matériau de pipeline pour leur application.La sélection des matériaux est leur première ligne de défense contre la corrosion, il est donc très important de bien faire les choses.Heureusement, ils peuvent choisir une mesure très simple mais très efficace de la résistance à la corrosion localisée, le Pitting Resistance Equivalent Number (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, ainsi que 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.Des piqûres et de la corrosion caverneuse commencent à se former sur les tubes en acier inoxydable 316 lorsque le film externe d'oxyde passif riche en chrome du métal se décompose en raison de l'exposition à des liquides corrosifs, y compris l'eau salée.Les environnements 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.
piqûres La corrosion par piqûres se produit lorsque le film de passivation sur une section de tuyau se décompose, formant de petites cavités ou piqûres à la surface du tuyau.De telles fosses sont susceptibles de se développer au fur et à mesure que les réactions électrochimiques se déroulent, à la suite desquelles le fer contenu dans le métal est dissous en 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.Au fur et à mesure que la fosse s'approfondit, les réactions électrochimiques s'accélèrent, la corrosion augmente, ce qui peut entraîner une perforation de la paroi de la conduite et entraîner des fuites.
Les tubes sont plus sensibles aux 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 tuyau, formant et accélérant ainsi les piqûres.Il en va de même pour le simple traitement de la pollution des canalisations.De plus, à mesure que les gouttelettes de sel s'évaporent, les cristaux de sel humides qui se forment sur les tuyaux protègent la couche d'oxyde et peuvent provoquer des 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 des dépôts acides, salins et autres sont très sensibles aux piqûres.
corrosion caverneuse.Dans la plupart des cas, les piqûres peuvent être facilement détectées par l'opérateur.Cependant, la corrosion caverneuse n'est pas facile à détecter et présente un plus grand risque pour les opérateurs et le personnel.Cela se produit généralement sur des tuyaux qui ont des espaces étroits entre les matériaux environnants, tels que des tuyaux maintenus en place avec des colliers ou des tuyaux étroitement serrés les uns à côté des autres.Lorsque la saumure s'infiltre dans la crevasse, au fil du temps, une solution de chlorure ferrique acidifié chimiquement agressive (FeCl3) se forme dans cette zone, ce qui accélère la corrosion caverneuse (Fig. 2).Étant donné que la crevasse elle-même augmente le risque de corrosion, la corrosion caverneuse peut se produire à des températures bien inférieures à la piqûre.
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 acidifiée chimiquement agressive de chlorure ferrique dans l'espace.
La corrosion caverneuse simule généralement des piqûres d'abord dans l'espace formé entre la section de tuyau et le collier de support de tuyau.Cependant, en raison de l'augmentation de la concentration de Fe++ dans le fluide à l'intérieur de la fracture, l'entonnoir initial devient de plus en plus grand jusqu'à couvrir toute la fracture.En fin de compte, la corrosion caverneuse peut entraîner la perforation du tuyau.
Les fissures denses représentent le plus grand risque de corrosion.Par conséquent, les colliers de serrage qui encerclent une plus grande partie de la circonférence du tuyau ont tendance à être plus risqués que les colliers ouverts, qui minimisent la surface de contact entre le tuyau et le collier.Les techniciens de service peuvent aider à réduire les risques de dommages ou de défaillances par corrosion caverneuse en ouvrant régulièrement les colliers et en vérifiant la surface du tuyau pour détecter la corrosion.
La corrosion par piqûres et crevasses peut être évitée en sélectionnant l'alliage métallique adapté à l'application.Les prescripteurs doivent faire preuve de diligence raisonnable lors de la sélection du matériau de tuyauterie optimal afin de minimiser le risque de corrosion en fonction de l'environnement du procédé, des conditions du procédé 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 chimie 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 du chrome, du molybdène et de l'azote dans l'alliage.Le rapport PREN est basé sur la température critique de piqûres (CPT) - la température la plus basse à laquelle se produit la piqûre - pour divers aciers inoxydables en fonction de la composition chimique.Essentiellement, PREN est proportionnel à CPT.Par conséquent, des valeurs PREN plus élevées indiquent une résistance aux piqûres plus élevée.Une petite augmentation de PREN n'équivaut qu'à une petite augmentation de CPT par rapport à l'alliage, tandis qu'une forte augmentation de PREN indique une amélioration significative des performances par rapport à un CPT significativement plus élevé.
Le tableau 1 compare les valeurs PREN pour divers alliages couramment utilisés dans l'industrie pétrolière et gazière offshore.Il montre comment les spécifications peuvent grandement améliorer la résistance à la corrosion en sélectionnant un alliage de tuyau de meilleure qualité.Le PREN augmente légèrement de 316 SS à 317 SS.Le Super Austenitic 6 Mo SS ou le Super Duplex 2507 SS sont idéaux pour une augmentation significative des performances.
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 ne fait pas partie de l'équation PREN.Dans tous les cas, il est souvent avantageux de choisir des aciers inoxydables à plus forte teneur en nickel, car cet élément permet de re-passiver les 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 d'un tuyau rigide 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.La teneur en nickel plus élevée d'au moins 12 % dans l'acier 316/316L est également souhaitable pour les applications d'hydrogène gazeux à haute pression.La concentration minimale de nickel requise pour l'acier inoxydable ASTM 316/316L est de 10 %.
Une corrosion localisée peut se produire n'importe où sur les tuyaux utilisés dans les environnements marins.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 avec des espaces étroits entre le tuyau et l'équipement d'installation.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 de l'acier inoxydable à la piqûre.Pour les climats maritimes chauds, les tuyaux en acier au molybdène super austénitique 6 ou en acier inoxydable super duplex 2507 doivent être sérieusement envisagés car ces matériaux ont une excellente résistance à la corrosion localisée et à la fissuration par les chlorures.Pour les climats plus frais, un tuyau 316/316L peut suffire, surtout s'il y a des antécédents d'utilisation réussie.
Les propriétaires et 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 régulièrement rincés à l'eau douce pour réduire le risque de piqûres.Ils devraient également demander aux techniciens de maintenance d'ouvrir les colliers de serrage lors des inspections de routine pour vérifier la corrosion caverneuse.
En suivant les étapes ci-dessus, les propriétaires et exploitants de plates-formes peuvent réduire le risque de corrosion des conduites 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 est le principal journal de la Society of Petroleum Engineers, avec des résumés et des articles faisant autorité sur les avancées de la technologie en amont, les problèmes de l'industrie pétrolière et gazière, et des nouvelles sur SPE et ses membres.