Tubes pour puits de pétrole et de gaz: modes de...
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Tubes pour puits de pétrole et de gaz:modes de dégradation et essais de corrosion
Florian THEBAULT
Colloque SF2MColloque SF2MDunkerque18/11/2010
Plan
Vallourec & VRA (Vallourec Research Aulnoye) Vallourec & VRA (Vallourec Research Aulnoye)
Puits de pétrole et de gaz Architecture du puits Milieux agressifs / Sélection matériaux
Aciers pour usage « Sour Service » Problématiques de corrosion liées au sulfure d’hydrogène (H2S)
A t tif Aspects normatifs Essais de résistance à la corrosion en milieu H2S
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VALLOURECVallourec: aciériste & tubiste
Présence internationalePositionnement:offre de produits Premium
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offre de produits Premium
VRAVallourec Research Aulnoye
MétallurgieMétallurgie physique et métallographieExpertise métallurgiquePropriétés mécaniques
E
Propriétés mécaniquesTraitements thermiques (essais et simulations)Statique / Fatigue Conception et réalisation d’équipements d’essais spécifiquesUsinage
Essais&
Mesures
Exper
ExpertiseUsinageCalibrations et mesures thermiquesMesuresModélisation des procédés
- Elaboration de l’acier, laminage, formage, forgeage…Modélisation des produits finis
Simulation Numérique
rtise mat
e essais,p- Etanchéité des connections filetées, résistance à la fatigue...
q
Analyse chimique (acier, eaux…) Corrosion (caractérisation, mécanismes, développement de nouveaux grades)
Corrosion&
Traitements de
tériaux e
, contrôl
Optimisation des fours de traitements thermiquesProcédés thermiques
Revêtements & Traitements de surfaceTraitements de surface
et procéd
e et sim
thermiques
Développement de nouvelles méthodes d’essaisInstallation et application aux usinesSimulation
CND&
dés
ulation
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SimulationAssistance techniqueStatistiques
Puits de pétrole et de gaz
TubingHydrocarbures(gaz, huile)CO2H S
g(tube de production) contact direct avec les effluents doit résister à laH2S
pHCl-
Pdts organiques
doit résister à la corrosion pour des conditions sévères
g qParticules solidesTempérature
Casing(cuvelage)Rôle barrière consolide le puits doit résister à la fragilisation à des températures modérées
Charge mécanique + environnement corrosif
températures modérées
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Charge mécanique + environnement corrosif sélection matériaux
Sélection matériauxVue simplifiée
Non
Sour
Aciers carbones
(API / grades propriétaires) PH2S < 0.003 bar
(influence du pH)
Autre paramètre :
- Design du puits
- pHTubes pour
SourAciers carbones destinés
au Sour ServicePH2S > 0.003 bar Autres paramètres :
- PH2S
pH
Tubes pour Cuvelage
(API / VM SS grades) - pH
PCO2 < 0.14 bar
Corrosif
Aciers inoxydables martensitiques(VM 13 Cr, VM 13 CrSS)
Duplex / superduplex
PCO2 < 100 bar(+ limité [H S])
Autres paramètres :
- PH2S
- T
Cl-Duplex / superduplex Aciers inoxydables(VM 22, VM 25, VM 25S)
(+ limité [H2S]) - Cl
- PCO2
Tube de production
Très
corrosif
Alliages
-Duplex / superduplex
- Aciers inoxydables superausténitiques (VM 28)
PCO2 > 100 barOU
NaCl > 250 g.L-1
OUT° > 200°C
Autres paramètres :
- PH2S
production
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corrosif superausténitiques (VM 28)
- Alliages base Ni(VM 825, VM G3, VM 50, C 276)
T° > 200°C OU
PH2S élevée
- T
- S
- Cl-
Aciers Sour Service
Sollicitationé i
Utilisation
σmécanique
H
H HFeSH
RuptureSSCMatériaux Environment H H
HH
H
H2
H2
H2S
H2S
H+
H+
HHH
H
H
HH
Fissuration SSC
Metallurgie ChargementHydrogène
HH
H
H
H2
H2
H2S H+H
HH
Dureté / limite élastique pH pH acide Corrosion de l’acierq
Composition chimique
Traitement thermique
p
PH2S
Acier Sour Service :
Présence de H2S Chargement accru en H
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acier résistant à la fragilisation hydrogène en milieu H2S (Sulfide Stress Cracking ou SSC)
Sour ServiceAspects normatifs
NACE MR0175 / ISO 15156 Guide de sélection de matériaux pour utilisation en environnement p
H2S Définition de domaine d’iso-sévérité pH-PH2S
NACE TM0177 Solution A :
50 g/L NaCl - 5 g/L CH3COOH
pH
pH = 2,7 - PH2S = 1 bar
NACE TM0177 – EFC 16 Définition d’essais de corrosion pour le contrôle de la résistance du
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Définition d essais de corrosion pour le contrôle de la résistance du matériau en milieu H2S
Essais de résistance à la SSCNACE TM0177 Méthode A
Essai de traction uniaxiale
Eprouvette de traction prélevée dans le tube Eprouvette de traction prélevée dans le tube
Eprouvette de traction
Sollicitation mécanique: traction uniaxiale au moyen d’un anneau de contrainte
Durée de l’essai : 720 h (30 j)
Critère de résistance : pas de rupture Critère de résistance : pas de ruptureOK Non OK
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Essais de résistance à la SSCNACE Méthode A : notion de contrainte seuil
Contrainte seuil pour la SSC (σth) :
valeur de contrainte maximale admissible par le matériau
Ordre de grandeur : σth > 85 % de la limite élastiqueg th % q
ContrainteContrainte seuil σth
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Essais de résistance à la SSC EFC 16 Méthode B / NACE TM0177 Méthode C
Essai de flexion 4 points
EFC 16 Méthode B
Essai C-ring
NACE Méthode CEFC 16 – Méthode B NACE Méthode C
Zone sous contrainte de tractionde traction
σ
Zone sous contrainte de traction
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Durée de l’essai : 720 h (30 j) - Critère de résistance : pas de fissuration
Essais de résistance à la SSC NACE TM0177 Méthode D
Essai de corrosion inspiré de la mécanique de la rupture
Détermination du facteur d’intensité de contrainte critique pour la propagation d’une fissure SSC KISSC
Durée de l’essai : 14 j
σ
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Essais de résistance à la SSC NACE Méthode D
Calcul de KISSC
Longueur de fissurea P
KISSC K’ISSC > KISSC Points expérimentaux
δ
Points expérimentaux
δ’ > δ
aδ = bras de déplacement
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P
Conclusion
Eléments tubulaires pour puits de pétrole et de gaz Eléments tubulaires pour puits de pétrole et de gaz Sévérité environnementale (conditions de puits) Sollicitation mécanique (statique)( )
Choix matériaux sur la base de différents paramètres(pH, PH2S, PCO2, salinité, T…)
Aciers Sour Service aciers carbones utilisés pour des milieux avec PH2S > 0.003 bar Plusieurs essais de corrosion normés existent pour déterminer la
résistance au Sulfide Stress Cracking (SSC)résistance au Sulfide Stress Cracking (SSC) Orientation R&D: développement d’aciers avec des limites
élastiques de plus en plus élevées et résistants à la fissuration SSC
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Merci de votre attention
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