Qualités de tuyaux en acier inoxydable pour les champs de pétrole et de gaz
D'une manière générale, certains aciers faiblement alliés peuvent répondre aux exigences d'un environnement corrosif pétrolier et gazier contenant du H2S, mais l'environnement corrosif contenant du CO2 ou du H2S, CO2, Cl – coexistence là où l'acier inoxydable martensitique a besoin, l'acier inoxydable duplex ou même un alliage à base de nickel . La version 1988 de l'API 5CT a ajouté des nuances d'acier pour tubes résistant à la corrosion, spécifiant la nuance d'acier C75 avec des nuances d'acier inoxydable martensitique de 9Cr et 13Cr.
Haute résistance Mtuyau en acier inoxydable artensitique pour puits de pétrole
Dans un environnement humide avec du CO2 comme gaz principal, des dommages de corrosion locaux sur les conduites de puits de pétrole se produisent souvent, tels que la corrosion par piqûres et la corrosion intergranulaire, etc. Si Cl – existe, la corrosion locale sera intensifiée. On considère généralement que la corrosion peut être ignorée lorsque la pression du dioxyde de carbone est inférieure à 0,021 MPa et que la corrosion se produira lorsque la pression du dioxyde de carbone atteint 0,021 MPa. Lorsque la pCO2 est supérieure à 0,021 MPa, des mesures anticorrosion appropriées doivent être prises. Généralement, il n'y a aucun dommage causé par les piqûres lorsque la fraction de co2 est inférieure à 0,05 MPa.
Il a été prouvé que l'effet de l'utilisation d'un agent à libération prolongée pour prévenir la corrosion par le CO2 est limité et que l'effet de l'utilisation d'acier à haute teneur en chrome tel que l'acier 9%-13%Cr est meilleur. Depuis les années 1970, certains puits de gaz naturel utilisent des tubes en acier inoxydable 9%Cr et 13Cr% pour prévenir la corrosion par le CO2. L'American Petroleum Institute (API) recommande les tubes en acier inoxydable martensitique 9Cr et 13Cr (API L80-9Cr et L80-13Cr) pour une utilisation standardisée. L'acier 13Cr a une meilleure résistance à la corrosion par le CO2, tandis que l'acier 9Cr-1Mo a une meilleure résistance à la fissuration par corrosion sous contrainte H2S. En principe, aucun des deux aciers ne convient si du H2S est présent dans une atmosphère de CO2. Lorsque du H2S existe dans un puits de pétrole CO2, la résistance SSCC du tuyau de puits de pétrole doit être améliorée autant que possible, et le traitement thermique de trempe et de revenu doit être adopté pour obtenir une martensite uniforme et la dureté doit être contrôlée autant que possible en dessous de HRC22. .
La qualité d'acier inoxydable du puits de pétrole
| Grade | C | Mo | Cr | Ni | Cu |
| 9Cr | ≤0,15 | 0.9-1.1 | 8.0-10.0 | ≤0,5 | / |
| 13Cr | 0.15-0.22 | / | 12.0-14.0 | ≤0,5 | / |
| SUP9Cr | ≤0,03 | 1.5-2.5 | 12.0-13.5 | 4.0-6.0 | / |
| SUP13Cr | ≤0,03 | 1.5-2.5 | 14.0-16.0 | 5.0-7.0 | 0.5-1.5 |
Cependant, les tubes en acier API 13Cr ont une résistance au CO2 considérablement réduite et une durée de vie raccourcie lorsque la température du puits de pétrole atteint 150 ℃ ou plus. Afin d'améliorer la résistance à la CORROSION des tubes en acier API 13Cr au CO2 et au SSC (fissuration sous contrainte par sulfure), des tubes en acier SUP13Cr à faible teneur en carbone additionnés de Ni et de Mo ont été développés. Le tube en acier peut être utilisé dans des environnements humides avec des températures élevées, des concentrations élevées de CO2 et une petite quantité de sulfure d'hydrogène. La structure de ces tubes est en martensite trempée et en ferrite inférieure à 5%. La résistance à la corrosion au CO2 peut être améliorée en réduisant le carbone ou en ajoutant du Cr et du Ni, et la résistance à la corrosion par piqûre peut être améliorée en ajoutant du Mo. Par rapport aux tuyaux en acier API 13Cr, la résistance à la corrosion au CO2 et au SSC est grandement améliorée. Par exemple, dans le même environnement corrosif, le taux de corrosion des tuyaux en acier API 13Cr est supérieur à 1 mm/a, tandis que le taux de corrosion des tuyaux en acier SUP13Cr est réduit à 0,125 mm/a. Avec le développement de puits profonds et ultra-profonds, la température des puits de pétrole continue d’augmenter. Si la température du puits de pétrole augmente encore jusqu'à plus de 180 ℃, la résistance à la corrosion du tuyau de puits de pétrole SUP13Cr commence également à diminuer, ce qui ne peut pas répondre aux exigences d'une utilisation à long terme. Selon le principe traditionnel de sélection des matériaux, l'acier inoxydable duplex ou l'alliage à base de nickel doivent être sélectionnés.
Macier inoxydable artensitique tuyau pour oléoduc
Le tuyau de canalisation le transport de pétrole et de gaz corrosifs nécessite le même matériau résistant à la corrosion que le tuyau de puits de pétrole. Auparavant, le tuyau était généralement injecté avec des agents à libération prolongée ou des matériaux résistants à la corrosion tels que l'acier inoxydable biphasé. Le premier a un effet anticorrosion instable à haute température et peut provoquer une pollution de l'environnement. Bien que l'acier inoxydable biphasé ait une bonne résistance à la corrosion, que son coût soit élevé et que l'apport de chaleur de soudage soit difficile à contrôler, le préchauffage du soudage et le traitement thermique après soudage lors de la construction du site posent des difficultés. Le tube martensitique 11Cr pour environnement CO2 et le tube martensitique 12Cr pour environnement CO2+ trace H2S sont mis en service. La colonne a une bonne soudabilité, sans préchauffage ni traitement thermique après soudage, ses propriétés mécaniques peuvent être égales à la qualité d'acier X80 et sa résistance à la corrosion est meilleure que celle du pipeline avec agent de libération retardée ou du tuyau en acier inoxydable biphasé.
Tuyau en acier inoxydable pour pipeline
| Grade | C | Cr | Ni | Mo |
| 11Cr | ≤0,03 | 11 | 1.5 | / |
| 12Cr | ≤0,03 | 12 | 5.0 | 2.0 |
Tuyau duplex en acier inoxydable pour l'industrie pétrolière
L'acier inoxydable martensitique SUP 15Cr ne peut pas répondre aux exigences de résistance à la corrosion lorsque la température du puits de pétrole (gaz) contenant du CO2 dépasse 200 ℃, et un acier inoxydable duplex avec une bonne résistance au CO2 et au Cl — des fissures par corrosion sous contrainte sont requis. Actuellement, 22Cr et les aciers inoxydables duplex 25Cr (austénitique et ferrite) conviennent aux puits de CO2 au-dessus de 200 ℃, tandis que les fabricants ajustent la teneur en Cr et Ni pour ajuster la résistance à la corrosion. L'acier duplex est composé de ferrite et de phase austénitique. Outre Cr et Ni, Mo et N peuvent être ajoutés pour améliorer la résistance à la corrosion. En plus de l'acier inoxydable duplex qui présente une bonne résistance à la corrosion à haute température, par rapport à l'acier inoxydable martensite, il présente une meilleure résistance à la fissuration par corrosion sous contrainte H2S, à température ambiante, test NACE TM 0177-A, en solution A, environnement de chargement 85%SMYS, acier inoxydable martensite. l'acier ne peut passer que le test de pression partielle de 10 kPa H2S, l'acier inoxydable duplex 25Cr peut passer le test de pression partielle de 100 kPa H2S.
En général, dans la coexistence d'environnements CO2 et H2S, ou la pression partielle du H2S n'atteint pas un niveau critique mais le Cl- est très élevé, l'acier 13Cr (y compris l'acier super 13Cr) ne peut pas répondre aux exigences, 22Cr l'acier inoxydable duplex (ASF 2205) ou l'acier inoxydable super duplex 25Cr, même l'acier inoxydable à haute teneur en Ni, Cr et les alliages à base de Ni et de Fe-Ni tels que G3, l'alliage 825 contenant plus de 20% Cr, Ni30% sont requis.
