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AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Maîtrise des dégradations des matériauxMaîtrise des dégradations des matériauxdans l’industrie du raffinagedans l’industrie du raffinage
Martin RICHEZ
2 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Présentation
Corrosion dans le raffinage – Généralités
Documents professionnels
Choix des matériaux
Exemple : réacteur d’hydrodésulfuration
Conclusion
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Généralités
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Dégradation dans l’industrie du raffinage
Hydrocarbures non corrosifs en eux mêmes, mais les bruts contiennent de nombreux éléments pouvant former des composés corrosifs :
Soufre organiqueChlore (chlorure de sodium, magnésium, ou calcium)Azote organiqueAcides organiquesMétaux (notamment mercure)
Produits employés par certains procédés :Pour la chloration ou la sulfuration des catalyseursHF ou H2SO4 pour les unité d’alkylationPour le traitement des eaux…
Les conditions physico chimique sont très variables :Depuis le vide jusqu’à 180barsDe l’ambiante à plus de 800°CDégradations en présence d’un électrolyteNombreux processus de dégradation à haute température
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Illustration – distillation atmosphérique
Dessaleur – extraction des chlorures
Injection soude
Sulfuration ou corrosion naphténiques
Corrosion par NH4ClOu NH4HS, H2S
Injection amines neutralisantes et
filmantes
Corrosion par NH4ClSi temp. trop basse
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Documents professionnels
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Principaux organismes
API (American Petroleum Institute)
NACE (National Association of Corrosion Engineers)
EFC (European Federation of Corrosion)
CEFRACOR (Centre Français De L'anticorrosion)Commission CIPG (Corrosion dans l’industrie du pétrole et du gaz)
Journées GEMER (Groupe d’etude sur les matériaux en raffinerie)
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Publication récente
Août 2009
Ouvrage présentant une excellente synthèse sur les modes de dégradation dans l’industrie pétrolière
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Principaux documents API
RECOMMENDED PRACTICE 571 (2003) Damage Mechanisms Affecting FixedEquipment in the Refining Industry – traduit en Français
RECOMMENDED PRACTICE 941 (2008) Steels for Hydrogen Service at ElevatedTemperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants
RECOMMENDED PRACTICE 932-B (2004) Design, Materials, Fabrication, Operation, and Inspection Guidelines for Corrosion Control in HydroprocessingReactor Effluent Air Cooler (REAC) Systems
TECHNICAL REPORT 938-C (2005) Use of Duplex Stainless Steels in the OilRefining Industry
API BULLETIN 939E (2008) Identification, Repair, and Mitigation of Cracking of Steel Equipment in Fuel Ethanol Service
TECHNICAL REPORT 939-D (2007) Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel in Fuel-Grade Ethanol: Review, Experience Survey, Field Monitoring, and Laboratory Testing
10 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Principaux documents API
RECOMMENDED PRACTICE 945 (2003) Avoiding Environmental Cracking in Amine Units
RECOMMENDED PRACTICE 581 (2008) Risk-Based Inspection Technology
RECOMMENDED PRACTICE 939-C (2009) Guidelines for Avoiding Sulfidation (Sulfidic) Corrosion Failures in Oil Refineries
STANDARD 560 (2001) Fired Heaters for General Refinery Service
ANSI/API STANDARD 530 (2008) Calculation of Heater-tube Thickness in PetroleumRefineries - ISO 13704:2007 (Identical), Petroleum, petrochemical and natural gasindustries—Calculation of heater-tubethickness in petroleum refineries
RECOMMENDED PRACTICE 934 series « about manufacturing of reactors made of 1.25%CrMo, 2.25%CrMo, 2.25%CrMoV steel »
Important subject in progress : MPT of heavy wall reactors
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NACE documentsPublication 5A171 (2007 Edition) Materials for Storing and Handling Commercial Grades of Aqueous Hydrofluoric Acid and Anhydrous Hydrogen Fluoride
Publication 8X194 (2006 Edition) Materials and Fabrication Practices for New Pressure Vessels Used in Wet H2S Refinery Service
Publication 8X294 (2003 Edition) Review of Published Literature on Wet H2S Cracking of Steels Through 1989
Publication 34103 Overview of Sulfidic Corrosion In Petroleum Refining
Publication 34105 Effect of Nonextractable Chlorides on Refinery Corrosion and Fouling
Publication 34101 Refinery Injection and Process Mixing Points
NACE SP0294-2006 Design, Fabrication, and Inspection of Storage Tank Systems for Concentrated Fresh and Process Sulfuric Acid and Oleum at AmbientTemperatures
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Documents NACEStandard MR0103-2005 Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive PetroleumRefining Environments
Standard RP0170-2004 Protection of Austenitic Stainless Steels and Other Austenitic Alloysfrom Polythionic Acid Stress Corrosion Cracking During Shutdown of Refinery Equipment
Standard RP0193-2001 External Cathodic Protection of On-Grade Carbon Steel Storage Tank Bottoms
Standard RP0198-2004 The Control of Corrosion Under Thermal Insulation and FireproofingMaterials—A Systems Approach
Standard RP0403-2003 Avoiding Caustic Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel RefineryEquipment and Piping
Standard RP0472-2005 Methods and Controls to Prevent In-Service Environmental Cracking of Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments
NACE SP0590-2007 Prevention, Detection, and Correction of Deaerator Cracking
Document en cours concernant la corrosion sur les distillations atmosphériques
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EFC
Guidelines on Materials Requirements for Carbon and Low AlloySteels for H2 S-Containing Environments in Oil and GasProduction - July 2009
Corrosion under insulation (CUI) guidelines - March 2008
Amine unit corrosion in refineries - April 2007
Corrosion in refineries – July 2007
Corrosion by carbon and nitrogen - Metal dusting, carburisationand nitridation – June 2007
Control of Corrosion in Cooling waters - 2004
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CEFRACOR
Commission CIPG (Corrosion dans l’Industrie Pétrolière et Gazière) anime 6 groupes de travail :
Répertoires fournisseurs de produits et serviceRépertoire fournisseurs de formationsCorrosion interne Oil & GasEmploi de solutions alternatives aux aciers non alliéesFissurations liées à l’environnementCorrosion sous isolationCorrosion externe des pipelines enterrés ou immergésInspection interne des pipelines et des puitsDégradations haute température
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Choix des matériaux
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Revue matériaux
Revue faite à partir des documents préparés par l’ingénierie :Schéma Procédé/matériaux avec les choix de l’ingénierie (matériaux, surépaisseur de corrosion, spécificité de construction…)Liste des fluides avec toutes les données physico chimiques
Participation nécessaire des spécialistes matériaux et procédé des différents partenaires : ingénierie, maitre d’ouvrage et bailleur de licence.
Revue de chaque ligne et chaque équipement
17 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Revue matériaux : exemple de liste de données
18 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Revue matériaux : exemple de liste de données
19 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Exemple : réacteur d’hydrodésulfuration
19 -
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Données opératoires et design
13,74MPaH2 pression partielle (max)
1ppmChlorures
2%Soufre organique
2%H2S (phase vapeur)
NonService cyclique
NonService H2S humide
16,5MPaPression design
454°CTemp. design
14,8MPaPression Max opératoire
417°C°CTemp. Max. opératoire
-29°C°CTempérature minimum d’étude
MixtePhase
21 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Tenue à l’hydrogèneCourbe de Nelson : marge de 28°C sur max operating et 3,5 bars sur max ppH2
Conditions opératoires
Choix matériaux
22 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Possibilité matériau de base
Vis-à-vis hydrogène : 2,25 CrMo (limite), 2,25CrMoV, 3CrMo acceptable 1.25% Mo pas acceptable
Vis-à-vis de la température minimum design (-29°C) : 1,25% Mo pas acceptable (résilience)
Pour des raisons de coût, poids et transport, choix fait pour 2,25CrMoV
23 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Tenue à H2S et Matériaux soufrés
Nécessité d’un clad ou d’un overlay à forte teneur en chrome.
Choix classique d’un acier inoxydable stabilisé. Type 321 (plaqué) ou 347 (soudage).
Forte préférence pour un revêtement par soudage en 347 qui présente une meilleure tenue à la fissuration par les acides polythioniques.
24 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Fragilisation de revenu
L’acier 2.25%CrMoV est sensible à la fragilisation de revenu
Limite du contenu en éléments résiduels :J = (Si + Mn) x (P + Sn) x 104 < 100 (%) X = (10P + Sb 5 +Sn 4 + As) / 100 < 12 (ppm)
010
2030
40
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
(P+Sn) 10-3%
Tem
pera
ture
shi
ft in
Tk5
4J a
fter s
tep-
cool
ing
25 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Fragilisation de revenuEssai de refroidissement étagé sur matériaux de base et soudure (entre 600°C et 300°C)
Objectif vérifier la faible sensibilité du matériau à la fragilité de revenuTT55AF + 2.5 (TT55SC – TT55AF) ≤ 10°C
Mise en place, dans les réacteurs de 2 coupons réalisés dans lesmatériaux constitutifs du réacteur et comportant une soudure. Le prélévement et l’analyse de ces coupons permettra de connaître l’évolution et l’état exact de la métallurgie ayant subie les conditions effectives de service
26 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Effet de l’hydrogèneA haute température, et sous l’effet de la ppH2 le matériaux se charge en hydrogène (jusqu’à 3 ppm)
Lors des arrêts, l’hydrogène n’a pas le temps de diffuser et reste piégé dans la paroi
27 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Effet de l’hydrogène
-160
-140
-120
-100
-80
-60
-40
-20
00 1 2 3 4 5 6
H2 content (ppm)
TK54
J (°
C)
Base Material
Base Material SC
Weld Metal
Weld Metal SC
Martensitic HAZ
Martensitic HAZ SC-160
-140
-120
-100
-80
-60
-40
-20
00 1 2 3 4 5 6
H2 content (ppm)
TK54
J (°
C)
Base Material
Base Material SC
Martensitic HAZ
Martensitic HAZ SC
B
2.25Cr1Mo
2.25Cr1MoV
Evolution de la température de transition (54J) – origine Industeel
28 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
MPT
La temperature minimum de pressurisation doit tenir compte :
De la temperature minimum admissible de l’appareil neuf,Des effets de la fragilisation de revenu,Des effets de l’hydrogène
Lors des arrêts l’hydrogène diffuse dans les défauts et les mets progressivement sous contrainte, d’où un risque d’évolution à froid des défauts prééxistants(L’épreuve à froid de ces équipement est néfaste).
29 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Effet de l’hydrogène – revêtement inox
Evaluation du risque de décollement du clad lors du refroidissement du réacteur
Résultat essais de disbonding – origine Industeel
30 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Contrôle des soudures fabrication et service
Contrôlabilité des soudures neuf et en service
Emploi systématique de forgés à lèvre pour :Éviter le présence des soudures dans les zones de forte contrainteSoudures bout à bout plus facilement contrôlable
Contrôle par TOFD de l’ensemble des soudures
31 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Contrôle final
Epreuve initiale réalisée sous écoute acoustique :
Contrôle global
Aide à l’interprétation de contrôles ultérieurs par EA
32 AFIAP - 13 octobre 2009 – Martin RICHEZ
Conclusions
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Conclusions
L’industrie pétrolière a su capitaliser le retour d’expérience concernant les dégradations au cours des dernières décennies, au travers :
d’organisations professionnelles, de société savantes,du savoir faire de chaque société
Le choix des matériaux est réalisé au travers d’un processus rigoureux.
Le comportement et le suivi des matériaux en service est intégrédès la conception des équipements pour assurer la maitrise des dégradation.
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