Tubes pour puits de pétrole et de gaz: modes de dégradation et

Tubes pour puits de pétrole et de gaz:
modes de dégradation et essais de corrosion
Florian THEBAULT
Colloque SF2M
Dunkerque
18/11/2010
Plan
 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)
 Aspects
A
t normatifs
tif
 Essais de résistance à la corrosion en milieu H2S
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VALLOUREC
Vallourec: aciériste & tubiste
Positionnement:
offre de produits Premium
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Présence internationale
VRA
Vallourec Research Aulnoye
Simulation
Numérique
q
Modélisation des procédés
- Elaboration de l’acier, laminage, formage, forgeage…
Modélisation des p
produits finis
- Etanchéité des connections filetées, résistance à la fatigue...
Corrosion
Analyse chimique (acier, eaux…)
&
Traitements de Corrosion (caractérisation, mécanismes, développement de nouveaux grades)

Revêtements
& Traitements de surface
surface
Procédés
thermiques
Optimisation des fours de traitements thermiques
CND
&
Statistiques
Développement de nouvelles méthodes d’essais
Installation et application aux usines
Simulation
Assistance technique
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Experrtise mattériaux et
e procéd
dés
Essais
&
Mesures
E
Expertise
e essais,, contrôle et simulation
Métallurgie
Métallurgie physique et métallographie
Expertise métallurgique
Propriétés mécaniques
Traitements thermiques (essais et simulations)
Statique / Fatigue
Conception et réalisation d’équipements d’essais spécifiques
Usinage
Usinage
Calibrations et mesures thermiques
Puits de pétrole et de gaz
Tubingg
Hydrocarbures
(gaz, huile)
CO2
H2S
pH
ClPdts organiques
g q
Particules solides
Température
(tube de production)
 contact direct avec les
effluents
 doit résister à la
corrosion pour des
conditions sévères
Casing
(cuvelage)
Rôle barrière
 consolide le puits
 doit résister à la
fragilisation à des
températures modérées
 Charge mécanique + environnement corrosif
 sélection matériaux
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Sélection matériaux
Vue simplifiée
PH2S < 0.003 bar
(influence du pH)
Tubes pour
Cuvelage
PH2S > 0.003 bar
Non
Aciers carbones
Sour
(API / grades propriétaires)
Sour
Autre paramètre :
- Design du puits
- pH
Aciers carbones destinés Autres paramètres :
- PH2S
au Sour Service
(API / VM SS grades)
- pH
PCO2 < 0.14 bar
Autres paramètres :
PCO2 < 100 bar
(+ limité [H2S])
Corrosif
Aciers inoxydables
martensitiques
- PH2S
(VM 13 Cr, VM 13 CrSS)
-T
Duplex / superduplex
Aciers inoxydables
(VM 22, VM 25, VM 25S)
- Cl- PCO2
Tube de
production
PCO2 > 100 bar
Alliages
OU
NaCl > 250 g.L-1
OU
T° > 200°C
OU
PH2S élevée
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Très
corrosif
-Duplex / superduplex
Autres paramètres :
- Aciers inoxydables
superausténitiques (VM 28)
- PH2S
- Alliages base Ni
-S
(VM 825, VM G3, VM 50, C 276)
-T
- Cl-
Aciers Sour Service
Utilisation
σ
Sollicitation
mécanique
é
i
FeS
H2
Matériaux
Rupture
SSC
Metallurgie
Chargement
Hydrogène
Dureté / limite élastique
q
pH
p
Composition chimique
PH2S
Traitement thermique
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H2S
H+
H2S
H2
H+
H2
H
Fissuration
SSC
H
H2
Environment
H
H+
H2S
H
H
H HH
HH H
H H
H
H
H
H
H
pH acide  Corrosion de l’acier
Présence de H2S  Chargement accru en H
Acier Sour Service :
acier résistant à la fragilisation hydrogène en milieu H2S
(Sulfide Stress Cracking ou SSC)
Sour Service
Aspects normatifs
 NACE MR0175 / ISO 15156
 Guide de sélection de matériaux p
pour utilisation en environnement
H2S
 Définition de domaine d’iso-sévérité pH-PH2S
pH
NACE TM0177 Solution A :
50 g/L NaCl - 5 g/L CH3COOH
pH = 2,7 - PH2S = 1 bar
 NACE TM0177 – EFC 16
 Définition d’essais
d essais de corrosion pour le contrôle de la résistance du
matériau en milieu H2S
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Essais de résistance à la SSC
NACE TM0177 Méthode A
Essai de traction uniaxiale
 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
OK
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Non OK
Essais de résistance à la SSC
NACE Méthode A : notion de contrainte seuil
 Contrainte seuil pour la SSC (σth) :
valeur de contrainte maximale admissible par le matériau
grandeur : σth > 85 % de la limite élastique
q
 Ordre de g
Contrainte
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
 Essai C-ring
EFC 16 – Méthode B
NACE Méthode C
Zone sous contrainte
de traction
σ
Zone sous contrainte de traction
Durée de l’essai : 720 h (30 j) - Critère de résistance : pas de fissuration
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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 fissure
a
KISSC
P
K’ISSC > KISSC
Points expérimentaux
δ
δ’ > δ
a
P
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δ = bras de déplacement
Conclusion
 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)
 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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