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Programme du stageProgramme du stage
Prévention de la corrosion en Exploitation
La corrosion en production pétrolière : Causes, manifestations et moyens de prévention
Corrosion externeCorrosion interne
Programme du moduleProgramme du module
Principales causes et manifestations de la corrosion en exploitation pétrolière
Corrosion externePar l ’environnement extérieur ( atmosphère, sols, eau de mer…)
Corrosion internePar les fluides produitsPar les fluides injectésPar les fluides « utilités »
Principaux risques de corrosion externePrincipaux risques de corrosion externe
Fluide Type de corrosion Localisation Remarques
Eau de mer ou Corrosion externe, Surf. externe Très rare sur pipes offshore
sols aérés généralement par cratères en particulier sur zones de Fréquents sur anciens
défauts de revêtement pipes onshore
idem Corrosion joints isolants Surface interne Côté non protégé
Corrosion par «courants Cratères, généralement Si source de courant vagabonds» très localisés de puissance
(voie ferrée, usine...)
Atmosphère Corrosion atmosphérique Zones non revêtues (particulièrnt Pièges à eau
marine ou Interstices... équatoriale)
Corrosion sous calorifuge Pts d’accumul. d ’eau Calo. mal poséssous calorifuges, ou endommagés
T 50 à 80 °C
Exemples
Prévention corrosion externePrévention corrosion externe
Peintures ( pour corrosion atmosphérique)
Protection cathodique... Par anodes sacrificielles Par ‘‘courant imposé‘‘
...+ revêtement organique (pour structures immergées ou enterrées)
Bitume 50-60°C 60 à 70 FF/m2
Epoxy-poudre 110-120°C 150 FF/m2
Polyéthylène 3 couches 70 °C 100-120 FF/m2
Polypropylène 3 couches 110-120°C 130-150 FF/m2
Manchettes isolantes, lorsque nécessaire
Les objectifs de la protection par peinture
Construction neuve en offshore15 ans sans reprise majeure,5 ans de garantie contractuelle
Reprise majeure en offshore10 ans
Soit une seule reprise majeure pour une durée de vie de 25 ans
…Sous réserve d'une bonne mise en oeuvre
Longue durabilité :
Une peinture : plusieurs couches, plusieurs fonctions
Un syst de peinture = 2 à 4 couches successives, selon conditions de service
Le plus courant en neuvage : Système P01, pour ponts offshore :
Couche primaire : Ethylsilicate de zinc (60 microns) ==> pro. cathodique
2ème couche : Epoxy (30/40 microns) ==> étanchéité/ cohésion
3ème couche : Epoxy ( 150 microns) ==> résistance mécanique
Couche finale : Acryl-polyuréthane (40/50 microns) ==> couleur, résistance UV
Un syst de peinture = 2 à 4 couches successives, selon conditions de service
Le plus courant en neuvage : Système P01, pour ponts offshore :
Couche primaire : Ethylsilicate de zinc (60 microns) ==> pro. cathodique
2ème couche : Epoxy (30/40 microns) ==> étanchéité/ cohésion
3ème couche : Epoxy ( 150 microns) ==> résistance mécanique
Couche finale : Acryl-polyuréthane (40/50 microns) ==> couleur, résistance UV
Protection cathodique par anodes sacrificiellesProtection cathodique par anodes sacrificielles
Anodes réactives (Al. ou Zn) Lignes decourant
Conduite
Protection cathodique par anodes sacrificiellesProtection cathodique par anodes sacrificielles
Protection cathodique par courant imposéProtection cathodique par courant imposé
Source de courant continu
Structure àprotéger
Electrolyte(sol ou eau)
Déversoir
Corrosion au joint isolantCorrosion au joint isolant
PIPELINE CENTRE
Poste redresseur
Phase aqueuse
Sortie de courant --> Corrosion
Jointisolant
Conclusion
La protection cathodique est le système actif "idéal" de protection dans les électrolytes naturels (sols, eaux)
Pour les canalisations offshore, elle est très fiable.Pour les canalisations enterrées, elle est très généralement
efficace et peu coûteuse, en complément d'un revêtement organique adapté
Les rares cas de défaillance sont dus à l'existence d'un revêtement de mauvaise qualité d'application ou à la présence d'un écran électrique (calorifuges)
L'affinement des méthodes de contrôle permet de mieux s'approcher de la réalité du niveau de protection, sans l'atteindre parfaitement dans les cas les plus défavorables
Principaux risques de corrosion interne par les fluides de productionPrincipaux risques de corrosion interne par les fluides de production
Fluide Type de corrosion Localisation Conditions favorables
Eau de Fragilisation par H2S (SSC) corps des tubes et Forte pression partielle d’H2S
production «Blistering» (HIC) soudures Faible pH
avec H2S «SOHIC» Qualité métallurgique
Eau de prod. Corr par cratères Surf. intérieure des tubes Eau libre, pH de l’eau, CO2
+ CO2 ( + H2S) (par CO2 et H2S) souvent en partie inf. dissous, acides organiques
Erosion-corrosion Zones singulières Vitesses et modes d’écoulement d’écoulement
Eau de prod. Corrosion bactérienne Généralement en Popul. bactérienne variée
+ CO2 ( + H2S) (corrosion par cratères) génératrice inférieure Fluide corrosif
+ bactéries Ecoulement modéré
Eau de prod. Corr par cratères Entrées régulières d’oxygène:
+ CO2 ( + H2S) (fréqu. très rapide) TOUJOURS dangereuses
+ entrées pour des pipelines
d’oxygène
Corrosions fissurantes par H2SCorrosions fissurantes par H2S
HIC/ SWC
SOHIC
SSC
Corrosion fissurante : exemples
Corrosions fissurantes par H2S
Manifestation : Fissuration sans perte notable de
métal
Temps de défaillance : Qques heures à qques mois, selon mode de corrosion
Paramètres principaux : pH de l’eau
Pression partielle d'H2S
Température
Pression partielle d'H2S : PH2S = % H2S * Ptotale/ 100 ou
= ppm H2S * Ptotale/ 1000000
pH de l'eau de 3.5 à 7, selon composition et
pression partielle de CO2 et d'H2S
Déterminé par calcul (CORMED)
Prévention corrosions fissurantes par H2S (1/2)Prévention corrosions fissurantes par H2S (1/2)
Employer un matériau résistant H2S dès queles conditions de fissuration sont réunies
Composition chimique
Caractéristiques mécaniques
Traitements thermiques
Contrôles de fabrication et précautions de soudage
Prévention corrosions fissurantes par H2S (2/2)Prévention corrosions fissurantes par H2S (2/2)
Employer un matériau résistant H2S dès queles conditions de fissuration sont réunies
Il existe des normes internationales :
NACE-MR-01-75, publications EFC n° 16, ...
et des spec. internes complémentaires :
Tuy- Chaudr- Pipelines : SG-MAS-001 et 002.P
Equipnt de puits : règles internes For-Comp
Corrosion par CO2
Manifestation : Cratères + ou - disséminés
Temps de défaillance : 6 mois à 2-3 ans
Paramètres principaux : Composition de l’eaupH de l’eauTeneur en acides organiquesPression partielle de CO2
Prévision des risques dans les puits :IMPORTANT
MOYENTRES FAIBLE
Corrosion par CO2 : ExemplesCorrosion par CO2 : Exemples
Les causes de la corrosion en production pétrolièreLes causes de la corrosion en production pétrolière
Corrosion
EAU
Liquide Au contact du métal
AGENTS CORROSIFS
CO2 dissous
H2S dissous
Acidité
Oxygène
ChloreCONDITIONS FAVORABLES
Bactéries
Effets d’écoulement
Sable
Comp. eau Conditions
d’emploi
Contraintes
Température...
TEMPS
1 jour
1 mois
1 an
10 ans...
Corrosion par CO2
Méthodes de prévention de la corrosion par CO2
Méthodes généralesMatériaux non corrodables :
Ac inoxydable à 13% Cr : -> Tubings : souvent le plus économiqueFlexibles : -> Conduites : Souvent compétitif pour liaisons courtesComposites : -> Coût compétitif, mais domaines d'emplois ciblés,Ac inoxydables pour conduites : Surcoût élevé, donc à réserver à cas
extrêmes et liaisons courtes
Traitement physique de décarbonatation (élimination CO2)Rarement économique si seulement pour contrôle corrosion
(procédé lourd)
Traitement chimique : InhibitionDifficile, peu fiable et peu compétitif pour puitsSolution privilégiée pour pipelines
Prévention corrosion par CO2
Matériaux inoxydables pour tubings
Matériau Prix* Avantages Inc./ limites
Acier standard 1* Coût minimal Non résistant corrosion
13% Cr 3 Bonne résistance corrosion Grade max : C95Sensible H2S
Duplex 22% Cr 8 Grades C75 à Q125 Sensible H2S pour grades 22% Cr, 5% Ni, 3% Mo > C75
Coût très élevé
Duplex 25% Cr 10 Grades N80 à Q140 Idem 25% Cr, 7% Ni, 3% Mo
Aust. 28% Cr 12-15 Excellente rés. corrosion Coût28% Cr, 31% Ni, 4% Mo y/c avec H2S
1* : Environ 100 k$ pour 3500 m tubing 4’’1/2
Matériaux inoxydables pour pipelinesMatériaux inoxydables pour pipelines
Matériau Prix* Avantages Inc./ limites
Acier standard 1* Coût minimal Non résistant corrosion
Supermartensitiques 4.5 Moindre sur-coût que Nouveau, soudabilité13-15% Cr, 3-5% Ni, 0-2% Mo solutions suivantes Sensibilité H2S
Duplex 22% Cr 8 Bonne tenue à la corrosion Coût très élevé 22% Cr, 5% Ni, 3% Mo Caractéristiques mécaniques
Duplex 25% Cr 10 Car. méca. > Duplex 22Cr Idem 25% Cr, 7% Ni, 3% Mo
AC ‘‘claddé‘‘ Variable Milieux très corrosifs Coût
28% Cr, 31% Ni, 4% Mo Fortes pressions Difficultés de pose
* : Environ 1 $/ kg prix matière, 3 à 5 $/kg prix posé.
FlexiblesFlexibles
Documentation Coflexip-Stena
Les traitements chimiquesLes traitements chimiques
Avantages : Coût d’investissement faible
Quantité de produit quasiment indép. de la longueur du pipeline
Coût modéré des produits
Longue expérience opérationnelle
Inconvénients et limites Températures élevées
Conditions d’écoulement sévères
Problèmes de répartition entre huile et eau
Surveillance nécessaire
Les traitements chimiquesLes traitements chimiques
Types de produitsAnticorrosion
INHIBITEURS DE CORROSION:amines grasses, imidazolines, esters phosphoriques...
circuits huile, gaz, eautous circuits pollués
BACTERICIDES: glutaraldéhyde,
ammonium quaternaire,THPS...
PRODUITS ANTI-OXYGENE:sulfites, bi-sulfites
eaux d’injection aéréesreprises eaux aérées
STABILISATEURS DE pH:MDEA, MBTNa, HCO3
-...
Pipelines de transport de gaz avec traitement anti-hydrate
Les traitements inhibiteurs
Modes de traitement et doses usuelles Traitement par injection continue
Traitement le plus courant. 5 à 15 l/ Mm3 de gaz, pour pipes gaz à condensats
10 ppm/eau pour T< 40 °C
20 à 30 ppm/eau pour T < 60°C
50 ppm/eau pour T < 90 °C
100 à 150 ppm au delà…
… pour BSW > 50 % Doses majorées lorsque BSW plus faible, car une part significative
voire très importante de l ’inhibiteur est dissous dans l ’huile Sauf exception, inhibiteurs "solubles eau", si possible "à solubilité
préférentielle eau"
Erosion-corrosionErosion-corrosion
Manifestation : Cratères de localisation et
morphologie liées aux conditions d’écoulement
Temps de défaillance : très variable
Paramètres principaux : Caractère corrosif de l’eauVitesse et mode d’écoulementPrésence de particules solides
Masse vol. du fluide
Prévision des risques : Vitesse limite d’écoulementCaractère corrosif de l’eau
Maîtrise des écoulementsMaîtrise des écoulements
RESPECT DES VITESSES CRITIQUES (Vcr)
Vcr = (API RP-14-E)
m : Masse volumique moyenne du fluide
• fluides corrosifs inhibés: C=100 à 130 (unités US)
• fluides anhydres: C>200
• fluides peu corrosifs: C=150 à 200
• eau d’injection désaérée: C=250
• aciers inoxydables: Vcr > 50 m/s
C
m
...en l’absence de particules solides
Maîtrise des écoulementsMaîtrise des écoulements
La «bonne» prévention est celle réalisée «à la source», au fond du puits.
A défaut: - privilégier des vitesses d’écoulement modérées - coudes à forts rayon de courbure
- Revêtements durs (céramiques), notamment pour duses- pièges à sable- matériaux inoxydables.
La présence de particules solidesest un facteur majeur d’endommagement
des installations.
La "vraie" corrosion bactérienne
Vitesse de pénétration des piqûres > 1 cm / an
Les traitements bactéricides
But des traitements Maîtrise des bactéries susceptibles de
provoquer de la corrosion : BSR (bact. Sulfato-réduct.) et TSR (bact. Thiosulfato-réduct.), Présentes sur la surface métallique… ...et non celles présentes dans le volume liquide.
Les bactéries sur la surface vivent : En SYNERGIE avec d'autres bactéries, Protégées par un "biofilm", voire par des dépôts épais (sulfures,
sable…)
Efficacité bactéricide = Réduction population bactérienne d'un facteur 100 000 (105)
Les traitements bactéricides
Les produits bactéricides pétroliers Combinaison de produits de chimie de spécialité :
Formaldéhyde, glutaraldéhyde amonium quaternaire T.H.P.S., autres…
Les bases du traitement Traitement destiné à réduire l'activité des bactéries de la surface :
Forte dose ( base : 500 ppm/ Eau) Durant un temps limité => trait. discontinu ( base : 5 heures) Régulièrement renouvellé ( base : 2 semaines)
Alternance produits : sur une base mensuelle Un racleur à disques ou à coupelles avant l'injection du produit
Rôle néfaste de l’oxygène dans les circuits de productionRôle néfaste de l’oxygène dans les circuits de production
Oxygène = Pouvoir oxydant supplémentaire
En présence d’H2S : O2 + H2S ---> Thiosulfates :
Il existe des bactéries «thiosulfato-réductrices» très efficaces
Efficacité des inhibiteurs : L’oxygène altère l’efficacité de nombreux inhibiteurs ---> Corrosion localisée
Les entrées parasites d’oxygène doivent être impérativement évitées
Les traitements anti-oxygène
Les conditions de traitement Eaux de production
Normalement désaérées ==> Normalement pas de traitement Traitement uniquement si aération permanente Meilleure solution :
éviter cette aération permanente. A défaut : inj. continue 15 à 20 ppm/ ppm O2 selon produit
(voir doc fournisseur)
Eaux utilités, eaux de ballons de slop, reprises exceptionnelles…
Désaération dès que volume significatif (O2 < 30 ppb après mélange). Utiliser de préf. Produit multi-fonctionnel anti-O2 et bactéricide (ex. NORUST 486)
Principaux risques de corrosion par les eaux d'injectionPrincipaux risques de corrosion par les eaux d'injection
Fluide Type de corrosion Localisation Remarques
Eau d'injection Corrosion par Cl2 Pompes relevage Chloration non interrompue
surchlorée en all. cuivreux lors d'arrêts pompe
Eau d'injection Corrosion par O2 Amont désaération Très rare (plus d'acier)
aérée Erosion-corrosion id., y/c sur all. cuivreux Si V trop élevée
Eau de mer Corrosion caverneuse Filtres amont désaération AISI 304 et 316 aérée aciers inoxydables part. sensibles
Eau d'injection Corrosion par O2 Aval désaération Spèc : O2< 30 ppb!
mal désaérée résiduel
Eau d'injection Corrosion bactérienne Aval désaération Trait anti-bactériendésaérée périodique
Les traitements anti-oxygène
Les conditions de traitement Eaux d'injection
Traitement de finition, en aval de la désaération physique par : Stripping au gaz de production (O2 résiduel < 100 ppb)
Stripping sous vide (O2 résiduel 200 à 1000 ppb selon performance)
par injection continue, 15 à 20 ppm/ ppm O2 selon produit (voir doc fournisseur)
Temps de réaction : < 1 minute. Dose de base : 10 ppm/eau, à ajuster selon performance du
stripping Objectifs : 30 ppb O2 résiduel et 2 ppm sulfite résiduel.
Coûts des traitements anticorrosionCoûts des traitements anticorrosion
Coûts moyens des produits sur site (Elf 1995-97) : Inhibiteurs de corrosion:18- 21- 24 F/L (3- 3.5- 4 $/L)
Bactéricides: 24- 30- 40 F/L (4- 5- 6.5 $/L)
Anti-oxygène: 4- 7 F/L (0.75- 1.2 $/L)
Coût total annuel Groupe : produits + mise en œuvre et contrôle (Elf 1995-97) : ~ 0.03 $/bbl,
~ 1% des coûts d’exploitation,
~ 80 MF par an.
Contraintes des traitements chimiquesContraintes des traitements chimiques
Un traitement efficace = un produit efficace
+ un produit injectable et injecté
+ un produit en bon état (rejeter prod. séparés, gélifiés, avec dépôts, à fûts gonflés)
+ un respect des conditions de mise en œuvre
+ un suivi (monitoring)
Précautions a prendre: dispositif d’injection propre et fiable
filtre à l’admission
débit d’injection facilement mesurable
pompes de remplissage distinctes pour produits de traitement de huile/eau
Contraintes des traitements chimiquesContraintes des traitements chimiques
Injection continue : permanence de l’injection:
2 à 3 % d’arrêt annuel toléré
remise en service dans les 24h
respect des doses
10 à 50 ppm/E ou H+E
Injection discontinue : respect des périodicités (1 à 4 semaines)
respect des doses (300 à 500 ppm/E)
respect de la durée d’injection (5h)
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