Nuances de tuyaux en acier inoxydable pour champs de pétrole et de gaz

D'une manière générale, certains aciers faiblement alliés peuvent répondre aux exigences d'environnement pétrolier et gazier corrosif contenant du H2S, mais l'environnement corrosif contenant du CO2 ou H2S, CO2, Cl - coexistence là où l'acier inoxydable martensitique a besoin, l'acier inoxydable duplex ou même l'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 l'environnement humide avec du CO2 comme gaz principal, des dommages de corrosion locaux des tuyaux 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. Il est généralement considéré que la corrosion peut être ignorée lorsque la pression de dioxyde de carbone est inférieure à 0.021 MPa, et la corrosion se produira lorsque la pression de dioxyde de carbone atteint 0.021 MPa. Lorsque le pCO2 est supérieur à 0.021MPa, des mesures anti-corrosion appropriées doivent être prises. Généralement, il n'y a pas de dommages causés 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 empêcher la corrosion du CO2 est limité, et 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 ont utilisé des tubes en acier inoxydable à 9 % de Cr et à 13 % de Cr pour empêcher la corrosion par le CO2. L'American Petroleum Institute (API) recommande des tubes en acier inoxydable martensitique 9Cr et 13Cr (API L80-9Cr et L80-13Cr) pour une utilisation normalisée. 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 H2S existe dans le puits de pétrole de 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 en dessous de HRC22 dans la mesure du possible .

La qualité de l'acier inoxydable du puits de pétrole

Alliage 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 (sulfure stress cracking), des tubes en acier SUP13Cr bas carbone additionnés de Ni et 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 de la martensite trempée et moins de 5% de ferrite. 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 aux piqûres 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 considérablement 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 des puits profonds et ultra-profonds, la température des puits de pétrole continue d'augmenter. Si la température du puits de pétrole est encore augmentée à plus de 180℃, la résistance à la corrosion du tuyau de puits de pétrole SUP13Cr commence également à décliner, 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 pipeline transportant du pétrole et du gaz corrosifs nécessite le même matériau résistant à la corrosion que le tuyau de puits de pétrole. Auparavant, le tuyau était généralement injecté d'agents à libération prolongée ou de matériaux résistant à la corrosion tels que l'acier inoxydable biphasé. Le premier est instable en effet anticorrosion à haute température et peut provoquer une pollution de l'environnement. Bien que l'acier inoxydable biphasé ait une bonne résistance à la corrosion, le coût est élevé et l'apport de chaleur de soudage est difficile à contrôler, le préchauffage du soudage et le traitement thermique post-soudage à la construction du site posent des difficultés. Le tuyau martensitique 11Cr pour environnement CO2 et le tuyau martensitique 12Cr pour environnement CO2+ trace H2S sont mis en service. La colonne a une bonne soudabilité, sans préchauffage ni traitement thermique post-soudage, ses propriétés mécaniques peuvent être égales à la nuance d'acier X80 et sa résistance à la corrosion est meilleure que celle du pipeline avec agent de démoulage retardé ou tuyau en acier inoxydable biphasé.

Tuyau en acier inoxydable pour pipeline

Alliage C Cr Ni Mo
11Cr ≤ 0.03 11 1.5 /
12Cr ≤ 0.03 12 5.0 2.0

 

Tuyau en acier inoxydable duplex 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 — fissures de corrosion sous contrainte est requis. Actuellement, 22Cr et les aciers inoxydables duplex 25Cr (austénitiques et ferrites) conviennent aux puits de CO2 supérieurs à 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 a une bonne résistance à la corrosion à haute température, par rapport à l'acier inoxydable martensite, il a une meilleure résistance à la fissuration par corrosion sous contrainte H2S, à température ambiante test NACE TM 0177-A, dans une solution, 85 % environnement de chargement SMYS, L'acier inoxydable martensite ne peut passer que le test de pression partielle 10kPa H2S, l'acier inoxydable Duplex 25Cr peut passer le test de pression partielle 100kPa H2S.

 

En général, dans la coexistence des environnements CO2 et H2S, ou la pression partielle H2S n'atteint pas critique mais 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 les aciers inoxydables à haute teneur en Ni, Cr et les alliages à base de Ni et Fe-Ni tels que G3, alliage 825 contenant plus de 20% de Cr, Ni30% sont requis.

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