Transcript industrie pétrolière

École de Technologie Supérieure
Université du Québec
Matériaux à haute résistance mécaniques et leurs procédés de
fabrication SYS862
Rapport du projet théorique: Les matériaux HRM dans l’industrie
pétrolière
Réalisé par:
Emna Ben Fredj
Yassine Bouissa
Mariem Zoghlami
Introduction
L’industrie pétrolière est une importante force d’impulsion de l’économie du Canada. En
effet, selon l’AIE (Agence internationale de l’énergie) et le BP Statistical Review, le
Canada est le 6e producteur pétrolier du monde [1].
Les objectifs de l'industrie pétrolière sont d'extraire, transporter, raffiner des pétroles en
très grandes quantités dans les conditions économiques les plus performantes et pour
des conditions de sécurité et de fiabilité des équipements optimales.L'industrie pétrolière
est traditionnellement divisée en deux grands domaines: l'amont pétrolier (qui
correspond aux opérations de forage, production puis transport du pétrole brut), l'aval
pétrolier (où le pétrole est raffiné en kérosène, essence, gasoil, fiouls, naphta, composés
de base de la chimie...). Dans ce rapport, on s'intéressera aux matériaux HRM utilisés
dans cette industrie ainsi qu'aux différents problèmes de corrosion auxquels ils devront
résister.
I- Les problèmes de corrosion dans l'industrie pétrolière
L'ennemi n°1 des matériaux dans l'industrie pétrolière est la corrosion. C'est pour
cette raison que l'on va déterminer les formes de corrosion les plus courantes
pour pouvoir choisir le matériau correspondant à chaque situation.
corrosion uniforme
Corrosion par piqures
Corrosion sous
contrainte
Corrosion galvanique
Corrosion-errosion
Corrosion biologique
Figure 1: Quelques formes de corrosion métallique [3]
1- La corrosion uniforme
Corrosion uniforme est la forme la plus commune de la corrosion. C'est une corrosion
généralisée sur tout la surface exposée qui se caractérise par une perte de masse sur la
facilement identifiable visuellement. Cette corrosion peut être empêchée ou atténuée par
un choix de matériaux appropriés, l'application de revêtements de protection ou par la
protection cathodique.
2- La corrosion par piqûres
La corrosion par piqûres est une forme de corrosion localisée où les petites fosses et
des trous se forment sur la surface et peut pénétrer profondément dans la masse. C'est
une forme dangereuse de la corrosion, car elle est cachée sous la surface dans des
fosses de profondeurs variables.
Les métaux passifs tels que l'aluminium, acier inoxydable, alliages de nickel sont
sensibles à la corrosion par piqûres. Les films d'oxyde de protection qui se forment sur
la surface des métaux se brisent en présence d'ions agressifs (des halogènes, des
nitrates) de sorte que le métal exposé se corrode en formant localement une petite
cavité.
3-La corrosion sous tension
Cette corrosion est causée lorsque le matériau est soumis à une charge ou à des
contraintes résiduelles. Elle conduit à la formation de fissures intergranulaires ou
transgranulaires qui se développent généralement perpendiculaire à l'axe de contrainte
de traction. Les dégats sont énormes et une fracture rapide se produit lorsque la longuer
critique est atteinte. Les appareils à pression et les tuyauteries sont sensibles à cette
corrosion. Une fois les fissures amorcées, elles se propagent sous la valeur critique et
finissent par provoquer la rupture finale.
4- La corrosion galvanique
La corrosion galvanique est définie comme une corrosion accélérée du métal en raison
d'un contact électrique avec un matériau conducteur plus noble dans un environnement
corrosif comme par exemple acier-cuivre ou aluminium-graphite.
Dans le couple galvanique, le métal qui a initialement le potentiel de corrosion inférieur
est plus actif et agit comme l'anode où l'oxydation (ou corrosion) a lieu à un rythme
accéléré. Le métal qui a initialement le potentiel de corrosion plus élevée est plus noble
et agit comme la cathode, où la réduction de l'oxygène et / ou le dégagement
d'hydrogène a lieu. [2]
5- Corrosion par les acides naphténiques
La corrosion par les acides naphténiques (ou acides carboxyliques) occasionne des
dommages importants aux installations de raffinerie quand la température est comprise
entre 220°C et 400°C.[3]
L'acide chlorhydrique est à l'origine d'une corrosion généralisée importante ou de
corrosion localisée par piqûres dans le cas de condensation de gouttelettes d'HCl sur la
paroi d'acier, et ce pour tous les aciers et certains alliages de nickel
Pour s'affranchir de ces attaques dans les unités de distillation, les remèdes suivants
sont préconisés :
 limiter le taux de chlorure dans les effluents du raffinage
 injecter des mélanges d'agents neutralisants et anticorrosion
 utiliser des alliages résistants à la corrosion {dont les alliages de nickel-cuivre
(Monel 400 UNS N04400), employés comme revêtement des têtes de colonne de
distillation, et les alliages de titane pour les tubes d'échangeur de tête de colonne.}

construire les équipements avec une métallurgie adaptée en prévision de
l'acidité des charges qui seront traitées. Les aciers à teneur croissante en
chrome et en molybdène confèrent une amélioration de la résistance à la
corrosion. Pour les conditions les plus sévères, l'acier inoxydable AISI 317L
(UNS S31703) contenant plus de 3 % de molybdène est le plus résistant.
Ces acides sont présents dans certains bruts et sont très corrosifs. Les aciers au
carbone et faiblement alliés sont les plus sensibles à cette corrosion.[4]
Figure 2 : Schémas réactionnels de la corrosion par acides naphténiques [4]
La figure 2 est un cas de corrosion rencontré sur une unité de viscoréduction en acier
faiblement allié 5%Cr-0,5%Mo (UNS K41545) après 20 ans de service
Figure 3: Corrosion par les acides naphténiques d’un acier 5%Cr-0.5% Mo [4]
6- Corrosion à haute température par les composés soufrés
Une couche de sulfures métalliques est générée par corrosion généralisée à partir de
250 oC causée par le sulfure d'hydrogène H2S. Ce phénomène se rencontre
principalement pour les unités d'hydrotraitements, de viscoréduction, de distillation sous
vide et de cokéfaction.
Le choix d'un acier contenant suffisamment de chrome permet de remédier à la
corrosion généralisée à haute température par sulfuration. Pour les conditions les plus
sévères les aciers inoxydables austénitiques 18%Cr-10%Ni sont utilisés sous forme
massive mais le plus souvent sous forme de placage (cladding) ou de revêtements par
rechargement (weld overlays) pour les équipements de grande taille. [4]
Tableau 1: Problèmes de corrosion à haute température dans la raffinerie de pétrole
Components
Hydrocracking
(heater tubes,
reactor internals)
Hydrodesulfidation
(heater tubes,
reactor linings, and
internals)
Oil-fired refinery
boilers (superheater
support)
General engineering
heater tube support
Typical Temp.
Range
Up to 550°C
Type of High-Temp.
Damage
Sulfidation
(H2S)/hydrogen
Up to 550°C
Sulfidation
(H2S)/hydrogen
950°C
Fuel ash corrosion
950°C
Fuel ash attack
7- Corrosion à haute température par l’hydrogène-décarburation
Les matériaux en contact avec l'hydrogène à hautes températures doivent être
résistants face à l'attaque par l'hydrogène. Tous les procédés de raffinage sous
hydrogène gazeux sont concernés, en particulier les unités d'hydrotraitement et
d'hydrocraquage.
À haute température sur la surface des aciers, l'hydrogène gazeux se décompose en
hydrogène atomique qui peut pénétrer dans l'acier. Si la spécification de l'acier n'est pas
adaptée, l'hydrogène peut entraîner sa décarburation. En effet, en opération,
l'hydrogène se recombine avec les carbures (cémentite Fe3C) de l'acier pour former du
méthane ce qui, d'une part, fait chuter les caractéristiques mécaniques du métal et,
d'autre part, peut être la cause de fissurations (le méthane, ne pouvant pas diffuser,
provoque des fissurations intergranulaires).
Les matériaux pouvant être affectés par ce phénomène sont les aciers au carbone, et
les aciers faiblement alliés.
Pour éviter la formation de méthane, les choix métallurgiques conduisent à la
substitution des carbures de fer par des carbures plus stables vis-à-vis de l'hydrogène
tels que les carbures de chrome, de molybdène, de titane, de vanadium ou de niobium
(éléments d'addition des aciers alliés).
II- Vieillissement en température des matériaux métalliques
Les équipements du raffinage et de la pétrochimie sont conçus pour de très longues
durées de service (> 10 ans) en température. Pour certains matériaux métalliques, ces
maintiens prolongés en température peuvent engendrer des phénomènes de
vieillissement se traduisant par des modifications locales de leur microstructure
(sensibilisation, précipitation de phases intermétalliques) et de leurs caractéristiques
mécaniques. Ces transformations peuvent parfois avoir une incidence sur la résistance
chimique du matériau à l'environnement.
Certains aciers faiblement alliés peuvent être sensibles à deux phénomènes de
vieillissement : la fragilité de revenu réversible et la fissuration de fluage.
 Fragilité de revenu réversible
Ce mode de vieillissement est également connu sous sa dénomination anglosaxonne de « temperembrittlement ».
Les matériaux affectés sont les aciers faiblement alliés au Cr-Mo (avec une teneur
en Cr comprise entre 2 et 9 %) et plus particulièrement la nuance 2 1/4Cr-1Mo
(UNS K21590 avec ou sans V) trempée et revenue.
Le phénomène se traduit par une chute de la ductilité de l'acier et une augmentation
de la température de transition entre le mode de rupture ductile et celui fragile. À
température ambiante, des fissurations intergranulaires fragiles peuvent avoir lieu.
Lors de maintiens prolongés entre 375 et 550 oC, des éléments résiduels de l'acier
comme l'arsenic, l'antimoine, l'étain ou le phosphore ségrégent aux joints de grains.
Pour réduire, voire s'affranchir de ce phénomène, des limitations des teneurs des
éléments P, Sb, Sn et As sont à préconiser pour la nuance 2 1/4Cr-1Mo.
Cette fragilisation est réversible et un traitement thermique au-dessus de 600 oC
permet de restaurer l'état initial des joints de grains.
 Fragilisation de fluage
Ce mode de fragilisation est également connu sous sa dénomination anglo-saxonne
de « creepembrittlement ». Son temps d'incubation est de plusieurs années.
Il affecte les aciers faiblement alliés Cr-Mo et plus particulièrement les nuances 1Cr1/2Mo et 1 1/4Cr-1/2Mo (UNS K11562). Le grade 2 1/4Cr-1Mo (UNS K21590) est
beaucoup moins sensible.
Une diminution de la ductilité engendre des fissurations dans les zones affectées
thermiquement (ZAT). Des cavités et des fissures secondaires se développent aux
joints de grains.
Les impuretés qui ségrégent aux joints de grains, notamment le phosphore
favoriseraient cette sensibilisation.
Des traitements thermiques de post-soudage autour de 630-680 oC limitent la
sensibilité des aciers 1Cr-1/2Mo et 1 1/4Cr-1/2Mo. Il en est de même quant à la
présence de vanadium dans l'acier. [4]
Tableau 2 : Conditions d’exploitation des raffineries
Unité
Matériau
Dessalinateur
Acier au
carbone
Distillation
atmosphérique
Tempér
ature,
°C
Indice
de
corrosi
on,
m/a
Type de
corrosion
habituel
Effet dû surtout
50
200
Corrosion
profonde
localisée
Sel
Acier au
371
carbone, aciers
Cr-Mo, 12 Cr,
acier
inoxydable
136, monel, et
alliage cuivrenickel 70-30
50
315
Corrosion
profonde
localisée, et
corrosion
localisée
provoquée par
l’écoulement
(CLPE)
Acide naphténique
et soufre, HCl
dans les distillats
de tête
Distillation sous
vide
Acier au
carbone, acier
9Cr-1Mo et
acier
inoxydable
austénitique
400
10
~417
Corrosion
profonde
localisée
Acide
naphténique,
soufre, HCl dans
les distillats de
tête
Craquage
catalytique
Acier au
carbone et
acier
inoxydable
avec
revêtement
réfractaire,
Inconel 625,
alliage 800
600
100
Hydro-traitement
Acier au
670
carbone, aciers
Cr-Mo, alliage
825, acier
inoxydable
321, acier
inoxydable
347, alliage
800, alliage
800H
Hydro-désulfuration Acier au
50
Pression,
psi
593
SCC
intergranulaire,
graphitisation,
érosion
2 000
~137
SSC, SCC,
flocons dus à
l’hydrogène,
corrosion
profonde
H2S, acide
polythionique et
sels d’ammonium
750
383
Craquage
H2S
carbone, acier
inoxydable
316L, acier
inoxydable
405, alliage
825, 9Cr-Al, et
SA 268
graphitisé
intergranulaire,
corrosion
profonde
localisée
Reformage
catalytique
Acier au
carbone et
acier 2.25 Cr 1
Mo
650
Unité de
cokéfaction
Acier au
carbone
300
Alkylation
Acier au
carbone,
alliage 400 et
Monel 400
188
Traitement des gaz
Acier au
carbone
Colonne de
désulfuration à la
vapeur
Récupération du
soufre
360
48
Poussière de
métal,
cémentation et
corrosion
profonde
localisée
Chlorure,
ammoniac,
produits
caustiques
20
Oxydation à
haute
température et
sulfuration
H2S
60
100
Corrosion
profonde
localisée
SO2 et acide
(sulfurique et
hydro-fluorique)
128
1 250
10
Corrosion
profonde
localisée
H2S, CO2, amine
Acier au
carbone, acier
inoxydable
316L, alliage
825, Ni-alliage
C-276, alliage
2205, alliage
2507 et titane
qualité 2
245
100
85
Corrosion
profonde
localisée,
érosioncorrosion
H2S, écoulement
et chlorure
Acier au
carbone, acier
inoxydable
304L,
réfractaire
121
16
Corrosion
profonde
localisée
H2S
III-Matériaux utilisés
1- Les aciers
Les aciers sont les matériaux les plus couramment utilisés pour les applications
pétrolières et gazières. L'utilisation la plus commune de l'acier est destiné aux
applications structurelles, telles que des structures de soutien, les piles, les
superstructures, canalisations souterraines, réservoirs de stockage, les
tuyauteries, et ainsi de suite. Les principales exigences de l'acier de construction
sont les suivants:
1. Propriétés mécaniques supérieures telles que la limite d'élasticité, résistance à
la traction, pourcentage d'allongement et la dureté
2. Facilité de disponibilité, la fabrication et les performances du service
3. efficacité des coûts
4. Résistance à la corrosion
l'acier inoxydable est utilisé sous toute ses formes: ferritique, austénitique,
duplex, et aciers inoxydables martensitiques
Les aciers inoxydables austénitiques
L'acier inox austénitique est obtenu par l'addition de 18% de chrome et de 8% de Nickel.
Il a une meilleure résistance à la corrosion que l' acier inox ferritique. Pou améliorer la
résistance à la corrosion par les acides sulfuriques, 2.5% de molybdène sont ajoutés à
l'acier austénitique AISI type 304 pour obtenir AISI 316SS. En rajoutant encore 1% de
Mo on obtient AISI 317SS.
Pour faire face à des conditions où une haute résistance à la corrosion par piqûres ainsi
qu'à la corrosion chloridrique sous tension est nécessaire, les acier inox super
austénitiques sont utilisés avec une forte concentration de Mo de 4.5% à 6%ainsi que
0.1 à 0.2% d'azote.
PRE (Pitting Resistant Efficiency) est un coefficient qui rend compte de la résistance aux
piqûres. Un bon rendement doit être supérieur à 32. Avec 4.5 à 6% de Mo qui renforce
la passivité de la couche externe, l'acier inox super austénitique a un PRE supérieur à
40
Les aciers inoxydables duplex :
L'acier inoxydable duplex combine la haute résistance à la corrosion chloridrique de
l'acier inoxydable ferritique et la haute résistance mécanique de l'acier inoxydable
austénitique. Il est aussi appelé acier ferrito-austénitique. Il est utilisé dans des
environnements aqueux et acides contenant du CO2 , H2S et du chlore. Il résiste aux
hautes pressions à des profondeurs importantes. L’amélioration du duplex classique
2205 par ajout simultané de Cr, Ni et Mo tout en restant dans la structure 50% ferrite a
permis, sur des tôles laminées à chaud, d’obtenir des propriétés de résiliences
optimisées, non seulement en métal de base, mais en zone affectée thermiquement par
le soudage. Cette amélioration s’est faite sans réduction des propriétés de résistance à
la corrosion, ce qui a permis d’étendre son domaine d’utilisation de –50 à 300°C. Il est
choisi pour la tuyauterie des systèmes, séparateurs, décanteurs, pompes, collecteurs,
les conduites d'écoulement, et pipelines transportant des hydrocarbures et de gaz
corrosifs.
L'acier inoxydable martensitique
Il est utilisé dans les outils de forage du pétrole et de raffinerie. Il contient 12 à 13% de
chrome et un taux de carbone relativement élevé 0.15 %. Ce matériau est résistant à la
corrosion mais son taux de carbone le rend peu soudable. L'acier inoxydable super
martensitique remédie à ce problème avec son faible taux de carbone de 0.02% et il est
aussi résistant à la corrosion. Il contient des proportions de Molybdène et de Nickel. Un
exemple de super martensitique utilisé dans les conduits de pétrole à longues distances
le UNSS41426 qui est un super 13-Cr MSS avec 1.5-2% Mo et 5-6.5% Ni. Cependant
ce matériau ne résiste pas à des taux élevé de H2S
L’acier 17-4PH
L’acier inoxydable 17-4PH est le acier martensitique à durcissement par précipitation,
alliant une résistance et une dureté post-traitement thermique supérieures à une
excellente résistance à la corrosion. La résistance à la corrosion du 17-4PH est
comparable à celle de la qualité 304.
Cet acier inoxydable au cuprochrome, conforme à la norme UNS S17400, est
extrêmement résistant à la corrosion sous tension et présente une bonne usinabilité
ainsi qu'une forte ténacité.
Le but est de réaliser des blocs forgés et laminés de forte épaisseur destinés à des
corps de pompe haute pression. Il s’agit de remplacer un acier 4340 (35NiCrMo16) qui
se dégrade rapidement par érosion et corrosion par un acier inoxydable du type 17-4PH
et de réaliser dans cette dernière nuance de gros blocs de 600x500x1000mm.
L’opération se fait par laminage d’ébauches forgées d’épaisseur 1100mm en épaisseur
550mm. Il est possible d’atteindre sur de telles épaisseurs après un traitement
thermique optimisé jouant sur l’austénite de réversion au premier revenu, une limite
d’élasticité de 1000MPa, avec des niveaux de résilience de 40 à 50J, d’une manière
relativement homogène dans l’épaisseur des produits.
Il s’agit de l’optimisation de la nuance de base sur des produits longs par une
augmentation de la teneur en Mo, une réduction de la teneur en Cu et une suppression
de l’addition de Nb. Les essais de tenue à la corrosion réalisés en milieu salin et en
présence de H2S, ainsi que les essais de CSC en milieu H2S, montrent qu’il est
possible d’atteindre sur cette nuance le cahier des charges pH 3,5 et pression 0,1 bar
H2S, avec une optimisation du traitement thermique et du degré d’écrouissage.
Les conduites flexibles utilisées pour le transport de produits pétroliers en milieu
offshore sont composées de différentes couches d’acier et de polymère pour assurer le
transport de pétrole brut, des gaz ou de l’eau ou une combinaison de ces composants.
La carcasse interne est en acier inoxydable avec des profils agrafés obtenus à partir de
feuillards en acier austénitique, duplex ou alliage 31 selon le pH, la température, le taux
d’acidité CO2-H2S et le taux d’oxygène. Les dégradations se font par piqûres,
crevasses et corrosion sous contraintes et le choix des produits se fait après essais en
autoclave et évaluation de la durée de stockage en eau de mer naturelle.
2 - Alliages à base Nickel
La série d'alliages Hastelloy tels que Hastelloy C, Hastelloy C-276 et C-22 Hastelloy,
Inconel 625, Incoloy 825, et l'Inconel 718 sont des alliages qui ont un degré élevé de
résistance à la corrosion piqûres et par crevasse, de résistance à la corrosion
chloridrique sous tension et de résistance à la fatigue. Ces matériaux ont les atouts
nécessaires pour les rendre très intéressants pour l'industrie pétrolière. Ces alliages
résistent aussi à la corrosion par H2S à des températures élevées ainsi que dans des
environnement contenant du CO2
Pour les applications offshore, Inconel 625 est très apprécié pour sa résistance à la
corrosion piqûres et sa résistance à la corrosion chloridrique sous tension. Il présente
néanmoins l'inconvénient d'être couteux à cause de sa haute teneur de Nickel.
Incoloy 825 contient moins de Nickel et de Molybdène mais plus de fer et de Titane. Il a
une bonne résistance à la corrosion mais une résistance mécanique inférieure à celle du
Inconel 625.
3- Les matériaux composites
Pour faire face aux problèmes de corrosion, il existe une autre alternative qui est le
recours aux matériaux composites. Les matières plastiques renforcées aux fibres de
verres à résines thermodurcissables (epoxy, polyster et vinylester) sont les plus utilisées
dans l'industrie pétrolière. Ils présentent plusieurs avantages dont la résistance à la
corrosion, la facilité de la mise en forme, la facilité de la découpe et leur faible poids qui
permet de réaliser des économies sur les coûts de transport. Les GRF présentent une
excellente résistance aux environnements acides des pétroles bruts.
ils sont utilisés dans les plates-formes pétrolières offshore de équipements, les
saumures et les pipelines d'eau salée, les garnitures de tuyaux terrains, les cuves de
stockage de liquide, les canalisations de collecte sous-marins de puits d'injection
Tableau 3: Sélection des alliages pour différentes étapes de raffinerie et les
environnements corrosifs auxquels ils résistent
Process
Crude
distillation
Vaccum
fractionalization
Coker
Corrosive agent
Sulfur
containing acid
(SCAs)
SCA, chlorides
Application
Preheaters,
distillation tower
Alloys
405, 409, 410
Notes
towers
405, 410, 316
SCA, H2S
Condensers
S44735, 2205
Coke drums
409
Depending on
crude corrosivity
Depending on
chloride
Depending on
crude corrosivity
Compresor
coolers, reboiler
tubes
trays
Reboilers, trays,
filters,
condenser
tubing
Contactor,
mixer
Effluent piping
Hot sections
Al-6XN, 2205,
2507
General
Reactor
internals
410L, 304
304
Heat
exchangers
Trays
Cyclones, vapor
lines
Tubing, Heat
exchangers
Heat
exchangers
2205
stripper
304, 20Cb3,
2205
Gas plant
H2S, water, Cl-,
ammonia
Amine plant
Amonia, MEA,
DEA
Sulfuric acid
alkylation
Sulfuric acid
Dilute sulfuric
acid
H2S, ammonia,
PTA
Hydrotreating
Catalytic reforming
High
temperature
strenght needed
HCl residue
Fluid catalytic
cracking
High
temperature
Hydrogen plant
Hydrocracking
Sulfides,
chlorides
Sour water
stripping
Sulfuric acid,
ammonium
bisulfides,
chlorides
410S, 316L
304L, 316L
20Cb3
316L
321, 347
410
304
Low pH
excursions
possible
Long exposure
at high
temperature
HCl catalyst
regeneration
Consensors
may need 6Mo
304
409, 321, 347,
2205, 6Mo
Depending on
temprature,risk
of chlorides
Severity
depends on
presence of
Sulfuric acid
Tableau 4: Avantage et inconvénients des alliages utilisés dans l'industrie pétrolière [5]
Classe et
type de
l'allige
13-Cr modifié
Acier
inoxydable
martensitique
Nombre
UNS
PREN
Avantages
inconvénients
Applications
S4146
~ 20
- bonne résistance à la
corrosion douce et
dans un environnement
contenant du CO2
- peut tolérer des taux
élevé de chlorure
- faible taux de carbone
qui améliore la
soudabilité du matériau
DSS grade
2205
Duplex
stainless
steel
S32205
~ 35
- taux élevés de
chrome, azote et
molybdène qui
augmente la résistance
à la corrosion par
piqûres et crevasses
induite par les
chlorures
- ces matériaux
conservent leur ductilité
et leur tenacité à basse
température grâce à la
phase austénitique.
- la résistance de ces
aciers à la corrosion
caverneuse et à la
corrosion chloridrique
est supérieure à celle
des aciers inox
austénitiques
- Les piqures
sont accélérées
par la présence
d'oxygène
(oxydation)
- Susceptible
au SSC (Sulfide
Stress
Cracking)
même à des
faibles taux de
H2S
- susceptible à
la fragilisation
par l'hydrogène
due à la
présence de la
ferrite.
- non
souhaitable
dans des
environnements
fortement
acides.
- température
critique de
piqûre
inférieure à
celle des aciers
inox super
austénitique à
haute teneur de
molybdène
comme l'alliage
926
- température
critique de
piqûre
inférieure à
celle des aciers
inox super
austénitique à
haute teneur de
molybdène
comme l'alliage
926.
- Utilisé dans les
hautes
températures et
les hautes
pressions où les
CO2 et les
chlorures sont
contrôlés
- applications
sous-marines:
arbre de Noel,
tête de forage
Appliqué quand
la résistance à
la corrosion
chloridrique
sous tension est
nécessaire: tête
de forage,
manifolds sousmarins, arbre de
Noel
SDSS grade
2507
Super duplex
stainless
steel
Alliage de
Nickel 625
(Inconel 625)
~ 42
N06625
~ 52
- PREN élevé qui
adapte l'alliage à des
environnements acides
contenants des
chlorures à des hautes
températures
- adapté aux corrosions
humides et aux
environnements
contenant du CO2.
- présente une haute
- utilisé dans
des
environnements
fortement
acides: lignesde
débits pour puits
sous marins
Alliage de
Nickel 825
(Incoloy 825)
Alliage 926
Acier
inoxydable
Super
austénitique
~31.5
N08926
~ 42
limite d'élasticité.
- la présence de
Niobium rend l'alliage
durcissable par
vieillissement.
- la teneur élevé du
Nickel augmente la
résistance à la
corrosion chloridrique
sous tension.
- teneur élevée de
Nickel augmente la
résistance à la
corrosion chloridrique
sous tension. (PREN
élevé)
- teneur élevée de
chrome augmente la
résistance à l'oxydation
- température
critique de
piqûre et limite
élastique
inférieures à
celles du
Inconel 625
- résistance à la
corrosion sous
tension
inférieure à
celle de
l'alliage.
Utilisé pour
prévenir des
corrosions
localisées: tiges
polies, tubage et
accouplement,
flow-lignes,
tuyaux sous
marins
Références
[1] site Ressources Naturelles Canada: http://www.rncan.gc.ca/
[2] Environmental Degradation of Advanced and Traditional Engineering Materials
[3] Corrosion de l’acier par des pétroles contenant des acides naphténiques : recherche
d’une méthode de mesure de la vitesse instantanée de corrosion. thèse
[4] http://www.techniques-ingenieur.fr/
[5] Corrosion and Materials in the Oil and Gas Industries Reza Javaherdashti , Chikezie
Nwaoha , and Henry Tan