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)