Comment optimiser les sélections de matériaux de tubulure à l'aide de la valeur PREN

Malgré leur résistance inhérente à la corrosion, les tubes en acier inoxydable installés dans un environnement marin souffrent de différents types de corrosion tout au long de leur durée de vie prévue. Une telle corrosion peut entraîner des émissions fugitives, une perte de produit et des risques potentiels. Les propriétaires et exploitants de plates-formes offshore peuvent réduire les risques de corrosion dès le départ en spécifiant des matériaux de tubes plus robustes qui offrent une meilleure résistance à la corrosion. Plus tard, ils doivent rester vigilants lors de leurs inspections des conduites d'injection chimique, hydrauliques et d'impulsion, ainsi que de l'instrumentation de processus et de l'équipement de détection, pour s'assurer que la corrosion ne menace pas l'intégrité des tubes installés et n'affecte pas la sécurité.

Une corrosion localisée peut être trouvée sur les tubes de nombreuses plates-formes, navires, navires et installations offshore. Une telle corrosion peut prendre la forme de corrosion par piqûres ou crevasses, chacune pouvant ronger la paroi du tube et entraîner une libération de fluides.

Le risque de corrosion est plus important lorsque les températures de fonctionnement de l'application sont élevées. La chaleur peut accélérer la dégradation du film d'oxyde passif extérieur protecteur du tube, favorisant la formation de piqûres.

Malheureusement, la corrosion localisée par piqûres et crevasses peut être difficile à détecter, ce qui rend ces types de corrosion plus difficiles à identifier, à prévoir et à contrer. À la lumière de ces risques, les propriétaires de plates-formes, les opérateurs et les prescripteurs doivent faire preuve de diligence lors de la sélection du matériau de tube optimal pour leur application. La sélection des matériaux est leur première ligne de défense contre la corrosion, il est donc important de bien faire les choses. Heureusement, ils peuvent utiliser une mesure très simple, mais très efficace, de la résistance à la corrosion localisée connue sous le nom de Pitting Resistance Equivalent Number (PREN) pour faire leurs sélections. Plus la valeur PREN du métal est élevée, plus sa résistance à la corrosion localisée est élevée.

Cet article examinera comment reconnaître la corrosion par piqûres et crevasses, ainsi que comment optimiser les sélections de matériaux de tubes pour les applications pétrolières et gazières marines en fonction de la valeur PREN du matériau.

La corrosion localisée apparaît dans de petites zones par rapport à la corrosion générale, qui est plus uniforme sur la surface d'un métal. La corrosion par piqûres et crevasses commence à se former sur les tubes en acier inoxydable 316 lorsque l'extérieur du métal, le film d'oxyde passif riche en chrome se décompose 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 à la surface des tubes, augmentent la probabilité de détérioration de ce film passif.

Corrosion par piqûres. Lorsque le film passif sur un morceau de tube est percé, la corrosion par piqûres peut s'installer, formant de petites cavités, ou piqûres, à la surface du tube. De telles fosses se développeront probablement au fur et à mesure que des réactions électrochimiques auront lieu, provoquant la dissolution du fer dans le métal en une solution au fond de la fosse. Le fer dissous se diffusera alors vers le haut de la fosse et s'oxydera pour créer de l'oxyde de fer ou de la rouille. Au fur et à mesure qu'une fosse s'approfondit, la réaction électrochimique s'accélère, augmentant la corrosion et entraînant potentiellement la perforation des parois des tubes et provoquant des fuites.

Les tubes sont plus sensibles à la corrosion par piqûres lorsque leur surface extérieure est contaminée (Fig. 1). Par exemple, la contamination due aux opérations de soudage et de meulage peut interrompre la couche d'oxyde passive du tube, permettant à la corrosion par piqûres de se former et de s'accélérer. Il en va de même pour la contamination due à la simple manipulation de la tubulure. De plus, les cristaux de sel humides qui se forment sur les tubes lorsque les gouttelettes d'eau salée s'évaporent ont le même effet sur la couche d'oxyde protectrice et peuvent entraîner une corrosion par piqûres. Pour vous prémunir contre ces types de contamination, maintenez la tubulure propre en la rinçant périodiquement à l'eau douce.

Fig. 1—Les tubes en acier inoxydable 316/316L contaminés par des acides, de l'eau salée et d'autres dépôts sont très sensibles à la formation de corrosion par piqûres.

Corrosion caverneuse. Dans la plupart des cas, les opérateurs peuvent facilement reconnaître la corrosion par piqûres. Cependant, la corrosion caverneuse n'est pas facilement détectable, ce qui pose un plus grand risque pour les opérations et le personnel. On le trouve couramment sur les tubes qui ont des espaces restreints entre les matériaux environnants, tels que les tubes maintenus en place par des pinces ou des tubes installés côte à côte. Lorsque l'eau salée s'infiltre dans les crevasses, une solution chimiquement agressive de chlorure ferrique acidifié (FeCl3) peut se former dans cette zone au fil du temps et provoquer une corrosion caverneuse accélérée (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 corrosion par piqûres.

Fig. 2—Une corrosion caverneuse est susceptible de se former entre le tube et les supports de tube (en haut), ainsi que lorsque le tube est installé à proximité d'autres surfaces (en bas), en raison de la formation d'une solution de chlorure ferrique acidifié chimiquement agressive dans la crevasse.

Dans la crevasse formée entre un morceau de tube et une pince de support de tube, la corrosion crevasse imitera généralement la corrosion par piqûres dans un premier temps. Cependant, les fosses initialement peu profondes deviendront plus grandes et plus profondes jusqu'à ce qu'elles couvrent toute la crevasse en raison d'une augmentation de la concentration de Fe++ dans le fluide à l'intérieur de la crevasse. Finalement, la corrosion caverneuse peut perforer le tube.

Les crevasses étroites présentent le plus grand risque de corrosion. Par conséquent, les colliers de serrage qui s'enroulent autour d'une grande partie de la circonférence du tube ont tendance à poser un plus grand risque que les colliers de style plus ouvert qui permettent une surface de contact minimale entre le tube et le collier. Les techniciens de maintenance peuvent aider à réduire le risque de corrosion caverneuse entraînant des dommages ou des défaillances en ouvrant régulièrement les colliers et en inspectant les surfaces des tubes pour détecter la corrosion.

Il est préférable de prévenir la corrosion par piqûres et crevasses en sélectionnant les alliages métalliques appropriés pour l'application. Les prescripteurs doivent faire preuve de diligence raisonnable pour choisir le matériau de tube optimal afin de minimiser le risque de corrosion en fonction de l'environnement d'exploitation, des conditions de traitement et d'autres variables.

Pour aider les prescripteurs à optimiser les sélections de matériaux, ils peuvent comparer les valeurs PREN des métaux pour déterminer leur résistance à la corrosion localisée. Le PREN peut être calculé en fonction de la composition chimique de l'alliage, y compris sa teneur en chrome (Cr), en molybdène (Mo) et en azote (N), comme suit :

PREN = %Cr + 3,3x%Mo + 16x%N

Le PREN augmente avec des niveaux plus élevés d'éléments anti-corrosifs chrome, molybdène et azote dans l'alliage. La relation PREN est basée sur la température critique de piqûres (CPT) - la température minimale à laquelle la corrosion par piqûres est observée - de divers aciers inoxydables en fonction de leur composition chimique. Essentiellement, PREN est proportionnel à CPT. Par conséquent, des valeurs PREN plus élevées indiquent une plus grande résistance à la corrosion par piqûres. Lorsque l'on compare des alliages, une petite augmentation de PREN équivaut à seulement une petite augmentation de CPT, tandis qu'une forte augmentation de PREN indique une amélioration de performance plus substantielle à un CPT significativement plus élevé.

Le tableau 1 fournit une comparaison des valeurs PREN pour divers alliages généralement spécifiés pour les applications pétrolières et gazières marines. Il démontre à quel point les prescripteurs peuvent améliorer de manière significative la résistance à la corrosion en sélectionnant un alliage de tube de qualité supérieure. Lors du passage de l'acier inoxydable 316 à l'acier inoxydable 317, le PREN n'augmente que légèrement. Pour réaliser une augmentation significative des performances, on utiliserait idéalement de l'acier inoxydable super austénitique 6-moly ou de l'acier inoxydable super duplex 2507.

Alliage

NOUS#

Typique %Ni

%Cr typique

%Mo typique

%N typique

BOIS

316/316L

S31600/S31603

16.5

2.05

0,03

23,7

316/316L

S31600/S31603

12.7

17.5

2,55

0,03

26.4

317

S31700

3.1

0,03

29,7

904L

N08904

4.5

0,03

35.3

254

S31254

6.05

0,20

43.2

6HN

N08367

6.05

0,20

43.2

2507

S32750

4.0

0,28

42,7

Tableau 1—Valeurs PREN pour différents alliages.

Des concentrations plus élevées de nickel (Ni) dans les aciers inoxydables améliorent également la résistance à la corrosion. Cependant, la teneur en nickel de l'acier inoxydable ne fait pas partie de l'équation PREN. Quoi qu'il en soit, il est souvent avantageux de spécifier des aciers inoxydables avec des concentrations de nickel plus élevées, car l'élément facilite la re-passivation des surfaces qui présentent des signes de corrosion localisée. Le nickel stabilise l'austénite contre la formation de martensite lors du cintrage ou de l'étirage à froid de tubes durs 1/8. La martensite est une phase cristalline indésirable dans le métal qui réduit la résistance des aciers inoxydables 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 de nickel requise dans les spécifications de la norme ASTM pour l'acier inoxydable 316/316L est de 10 %.

Une corrosion localisée peut se produire n'importe où sur un morceau de tube utilisé dans un environnement marin. Cependant, la corrosion par piqûres est plus susceptible de se former sur les zones qui ont été contaminées, et la corrosion caverneuse est plus susceptible de se produire dans les zones présentant des espaces étroits entre les tubes et le matériel de montage. En utilisant le PREN comme base, les prescripteurs peuvent sélectionner l'alliage de tube optimal pour minimiser le risque de l'un ou l'autre type de corrosion localisée.

Cependant, n'oubliez pas qu'il existe d'autres variables qui affectent le risque de corrosion. Par exemple, la température affecte la résistance à la corrosion par piqûres des aciers inoxydables. Pour les climats marins chauds, les tubes en acier inoxydable super austénitique 6-moly ou super duplex 2507 doivent être sérieusement envisagés, car ces matériaux offrent une excellente résistance à la corrosion localisée et à la fissuration sous contrainte par le chlorure. Pour les climats plus froids, un tube 316/316L peut être adéquat, surtout si un historique d'utilisation réussi a été établi.

Les propriétaires et exploitants de plates-formes offshore peuvent également prendre des mesures pour minimiser les risques de corrosion après l'installation des tubes. Ils doivent garder le tube propre, en le rinçant périodiquement avec de 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 ci-dessus, les propriétaires et les opérateurs de plates-formes peuvent réduire leur 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 libération d'émissions fugitives.

Brad Bollinger est directeur de marché, pétrole et gaz, chez Swagelok Co. Il peut être contacté à l'adresse [email protected].