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Fil d'Info Science

Mieux comprendre et maîtriser la corrosion des aciers en milieu CO2 et H2S pour améliorer la production pétrolière offshore

Janvier 2014

L’utilisation massive d’acier en exploration-production pétrolière, pour les outils de forage puis comme matériau de structure dans les puits ou les circuits de transport de pétrole et de gaz, nécessite une bonne maitrise des risques de corrosion.

Dans ces environnements, le dioxyde de carbone (CO2) et l’hydrogène sulfuré (H2S) sont les principaux agents corrosifs vis-à-vis des aciers. Ils peuvent également se retrouver tout au long de la chaine de transformation, depuis les unités de traitement sur champ jusqu’aux installations de raffinage. Facilement solubles dans l’eau, ces gaz contribuent à rendre corrosifs les milieux aqueux avec lesquels ils sont en contact, et ce d’autant plus que leurs concentrations, ou pressions partielles, sont élevées.

Par ailleurs, l’H 2S présente la propriété très particulière de favoriser la pénétration dans les aciers de l’hydrogène issu du processus de corrosion. Une fois absorbé dans l’acier, l’hydrogène contribue à en abaisser les propriétés mécaniques, pouvant aller jusqu’à une fissuration interne spontanée, où jusqu’à une rupture sous des niveaux de contraintes sensiblement inférieures aux limites nominales de résistance de l’acier.

Le choix de grades d’acier pour une application donnée nécessite une bonne connaissance de la sévérité des environnements de service, généralement caractérisée par le pH et la pression partielle en gaz acides. Pour les milieux les plus sévères, c'est-à-dire de pH faible et de P H2S élevée, l’emploi de grades d’aciers spéciaux "sour service" est nécessaire.

La diminution des ressources en hydrocarbures impose  d’exploiter des champs de plus en plus difficiles, comme par exemple en offshore profond, et/ou avec des conditions extrêmes de température et de pression, ce qui nécessite de repousser les limites d’utilisation des matériaux.

Les enjeux induits portent majoritairement sur deux domaines particuliers qui ont été étudiés par les spécialistes des matériaux et de la thermodynamique d’IFPEN, en collaboration avec Total et avec le laboratoire MATEIS de l’INSA de Lyon :

  • les milieux sous fortes pression de CO2, éventuellement jusqu’au domaine supercritique,

les milieux sous faible pression partielle d’H2S, dotés d’ un pouvoir hydrogénant faible mais non nul, avec des temps d’incubation longs et difficilement accessibles par des essais de qualification usuels.

Les travaux menés ont permis de développer des modèles de calcul de pH des eaux sous très forte pression de CO2 , améliorant ainsi de manière significative les outils précédemment disponibles. On observe par exemple (figure ci-dessous) que l’acidité de l’eau sous très forte pression de CO2 est moindre que celle prévue par les modèles antérieurs.

pH de l’eau pure à 42° C en fonction de la pression partielle en CO2. Comparaison entre valeurs expérimentales et valeurs calculées par différents modèles.

L'impact du CO2 a également été étudié pour son rôle sur le chargement en hydrogène dans les aciers, en association avec de faibles teneurs en H2S. Le caractère hydrogénant du CO2 , avec une efficacité toutefois nettement moindre que celle de l’H2S, a ainsi pu être mis en évidence expérimentalement.

Ces résultats originaux, couplés à une bonne connaissance des réactions électrochimiques associées au CO2 et à l'H2S , ouvrent la voie vers une meilleure compréhension des risques spécifiques de corrosion et de fragilisation par l’hydrogène dans les environnements sous très forte pression de CO2  auxquelles l’exploitation pétrolière offshore va se trouver de plus en plus confrontée. Ils sont également mis à profit dans le cadre des travaux collaboratifs conduits avec Technip pour améliorer la sélection des grades d’acier à très haute limite d’élasticité employés pour le renforcement des conduites flexibles servant au transport de pétrole et de gaz en offshore.

L’ensemble de ces travaux a fait l’objet de publications récentes dans des revues de premier rang.

Références :

pH prediction in concentrated aqueous solutions under high pressure of acid gases and high temperature , C. Plennevaux, N. Ferrando, J. Kittel, M. Frégonèse, B. Normand, T. Cassagne, F. Ropital, M. Bonis, Corr. Sci. 73 (2013) 143-149
>> DOI: 10.1016/j.corsci.2013.04.002

Contribution of CO 2   on hydrogen evolution and hydrogen permeation in low alloy steels exposed to H 2 S environment , C. Plennevaux, J. Kittel, M. Frégonèse, B. Normand, F. Grosjean, F. Ropital, T. Cassagne, Electrochem. Comm. 26 (2013) 17-20
>> DOI: 10.1016/j.elecom.2012.10.010

Corrosion mechanisms in aqueous solutions containing dissolved H 2 S. Part 1: Characterisation of H 2 S reduction on a 316L rotating disc electrode , J. Kittel, F. Ropital, F. Grosjean, E.M.M. Sutter, B. Tribollet, Corr. Sci. 66 (2013) 324-329
>> DOI: 10.1016/j.corsci.2012.09.036

Corrosion mechanisms in aqueous solutions containing dissolved H 2 S. Part 2: Model of the cathodic reactions on a 316L stainless steel rotating disc electrode , B. Tribollet, J. Kittel, A. Meroufel, F. Ropital, F. Grosjean, E.M.M. Sutter, Electrochimica Acta, in press
>> DOI: 10.1016/j.electacta.2013.08.133

Impact of time of exposure on HIC testing of very high strength steel in low H 2 S environments , J. Kittel, F. Grosjean, C. Forot, N. Désamais, C. Taravel-Condat, C. Duret-Thual, P. Fourny, Eurocorr 2013, 2-5 September, Estoril (Portugal), The European Federation of Corrosion

Corrosive environment in the annulus of flexible pipes: pH measurements in confined conditions and under high pressure , J. Kittel, F. Grosjean, L. Ke, C. Taravel-Condat, N. Désamais, Eurocorr 2013, 2-5 September, Estoril (Portugal), The European Federation of Corrosion

A kinetic model for CO 2  corrosion of steel in confined aqueous environments , E. Remita, B. Tribollet, E. Sutter, F. Ropital, X. Longaygue, J. Kittel, C. Taravel-Condat, N. Désamais, J. Electrochem. Soc. 151 (2008) 41-45
>> DOI:10.1149/1.2801349

Hydrogen evolution in aqueous solutions containing dissolved CO 2 : quantitative contribution of the buffering effect , E. Remita, B. Tribollet, E. Sutter, V. Vivier, F. Ropital, J. Kittel, Corr. Sci. 50 (2008) 1433-1440
>> DOI: 10.1016/j.corsci.2007.12.007

 
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