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Contrôle de la corrosion par la conception de traitements, les additifs et les algorithmes

Le coût de la corrosion

Le contrôle de la corrosion dans les opérations pétrolières et gazières est un défi majeur et trop souvent une réalité coûteuse. Bien qu'aucune estimation actuelle ne soit disponible, le coût économique de la corrosion dans l'ensemble de l'industrie et dans le monde entier se chiffre probablement en dizaines de milliards de dollars. Le montant souvent cité de 1,4 milliard de dollars provient de l'étude 2002 de la NACE, Corrosion Costs and Preventive Strategies in the United States, mais ce chiffre ne concerne que les États-Unis et provient d'une recherche menée en 1998[i].[i] Ainsi, malgré les progrès réalisés en matière de contrôle de la corrosion au cours des deux dernières décennies, cette estimation est probablement beaucoup trop basse et n'est certainement pas représentative des coûts mondiaux pour l'ensemble de l'industrie en 2022.

Au-delà de l'aspect économique, la corrosion entraîne également un autre coût, celui des risques considérables pour la sécurité du personnel et de l'environnement. La défaillance d'une vanne haute pression corrodée, par exemple, peut causer de graves blessures à un ouvrier et libérer un contenu inflammable ou dangereux.

Types de corrosion en amont

Comme la mort et les impôts, la corrosion est une certitude absolue : Sur une période suffisamment longue, tous les matériaux connus, qu'ils soient naturels ou artificiels, finiront par se corroder, qu'il s'agisse de roches, de bois, de plastiques ou de métaux, y compris les alliages résistants à la corrosion (ARC). En fait, dans de nombreuses applications, les alliages résistants à la corrosion forment une couche protectrice d'oxyde de corrosion moins dommageable qui empêche l'apparition d'une corrosion plus destructrice.

Dans l'industrie du pétrole et du gaz, la corrosion des métaux est la principale préoccupation. La corrosion des métaux est la principale cause de défaillance des pipelines de transport.[ii] Dans les opérations en amont, les types de corrosion les plus couramment évoqués, qui affectent les tubes et les équipements de production, sont les suivants :

  • la corrosion douce, causée par l'acide carbonique et le CO2;
  • La corrosion acide, causée par le H2S ;
  • la corrosion microbienne, causée par des bactéries présentes dans les fluides ;
  • corrosion induite par l'oxygène, causée par l'oxygène dissous dans les fluides ;
  • la corrosion galvanique, causée par le contact entre deux métaux différents et un corrodant ; 
  • la corrosion acide, causée par les acides utilisés pour stimuler les puits ; et
  • la corrosion érosive, causée par des particules en mouvement comme le sable.

La présence d'eau et d'humidité est le principal catalyseur de la plupart de ces types de corrosion. D'autres facteurs contribuent à la corrosion chimique, notamment la chimie du réservoir, la pression et la température du fond de puits. Le potentiel de corrosion s'intensifie dans les environnements de fond de puits plus difficiles, comme les puits HP/HT en eaux profondes, et dans les longues conduites latérales, où l'humidité entraînée peut être piégée au niveau des joints tubulaires et provoquer une fissuration par crevasses.

L'augmentation et l'atténuation de la corrosion

Dans les premières années du boom pétrolier, la corrosion était rarement un facteur limitant l'intégrité et la durée de vie des tubes de production. Les puits avaient tendance à être relativement courts et peu profonds, avec des températures de fond de puits plus basses que celles d'aujourd'hui. À l'époque, lorsque la teneur en eau atteignait un pourcentage critique du débit total du fluide, l'opérateur se contentait souvent de fermer le puits et d'en forer un nouveau[iii].[iii]

Cette approche cavalière n'est plus d'actualité, les puits étant désormais conçus pour fonctionner beaucoup plus longtemps et le contrôle de la corrosion étant une priorité. Plusieurs facteurs ont contribué à l'augmentation récente de la corrosion dans les opérations en amont, notamment : l'utilisation de divers sels dans les fluides de fond de puits, des puits plus profonds et plus longs, des volumes plus importants d'eau de production, des niveaux plus élevés de H2S dans les réservoirs matures, et l'utilisation de sable proppant pour la stimulation.

Pour atténuer la corrosion érosive causée par le sable, les opérateurs font passer le flux de production par des filtres, des séparateurs ou des dispositifs cycloniques, ces derniers devenant rapidement la norme dans l'industrie en raison de leur efficacité supérieure, de leur maintenance réduite et de leur faible encombrement. L'un de ces dispositifs est notre technologie cyclonique avancée brevetée TETRASandStorm™, qui offre une efficacité de 100 % dans l'élimination du sable du flux de production, sans introduire de différentiels de pression susceptibles d'entraver la production.

Pour lutter contre la corrosion associée à l'humidité de l'eau et aux réactions chimiques, des additifs spécialisés peuvent être introduits dans le puits de forage, en fonction du type de corrosion. Il s'agit notamment d'inhibiteurs de corrosion innovants, de piégeurs deCO2 et deH2S, de biocides et de stabilisateurs de pH.

Une autre mesure pour atténuer la corrosion des tubes de production est l'utilisation d'ARC, de revêtements polymères ou de tubes en fibre de verre. Mais pour les environnements à haute pression et à haute température des applications en eaux profondes et ultra-profondes, les choix privilégiés sont l'acier inoxydable martensitique et les alliages d'acier inoxydable duplex. Les tubes de production CRA sont plus chers que les tubes métalliques non CRA, mais ils sont généralement efficaces pour contrôler la corrosion... dans la plupart des cas.

Une nouvelle forme de corrosion qui laisse perplexe

Vers la fin des années 1990 et le début des années 2000, l'utilisation accrue des CRA dans les puits HP/HT en eaux profondes a entraîné un tout nouveau type de défaillance corrosive des tubes. Ce nouveau phénomène a été baptisé " annulus environmentally assisted cracking" (AEAC), car dans la plupart des cas, la corrosion a pris naissance du côté de l'anneau du tube de fond de puits et non du côté de la production, où, comme on peut s'y attendre, les problèmes de corrosion ont tendance à se concentrer[iv].[iv]

La fréquence croissante de l'AEAC a évolué vers une tendance plutôt coûteuse, ce qui a incité les scientifiques de TETRA Technologies et de JFE Steel à former un consortium de recherche appelé TETRA ChemiMetallurgy Research Alliance (Alliance de recherche en chimie et métallurgie de TETRA). En s'appuyant sur leur expertise combinée en chimie et en métallurgie, leur objectif était de déterminer la cause de l'AEAC et de développer une solution.

Résoudre le puzzle

Comme elle l'explique dans un article publié en 2009 par SPE, l'équipe a déterminé que la cause principale de l'AEAC n'était pas les ions chlorure et l'oxygène, comme le voudrait la sagesse conventionnelle, mais d'autres contaminants présents dans les fluides de complétion et d'obturation, à savoir "des espèces contenant du soufre, des oxydants autres que l'oxygène et des espèces ioniques basiques sélectionnées" [v].[v] Leurs recherches ont également révélé que les fluides de complétion et d'obturation obtenus à partir de différentes sources ont des chimies très différentes, et que la chimie et la corrosivité des fluides dans l'espace de production varient sensiblement de celles des fluides dans l'espace annulaire.

La solution passait avant tout par une assurance qualité rigoureuse des fluides de complétion et d'obturation, ainsi que par une gestion des fluides selon les meilleures pratiques tout au long du cycle de vie des fluides. Deuxièmement, il fallait trouver un moyen de déterminer avec précision la compatibilité entre la formation, le puits et le tubage, et les fluides.

Compatibilité intelligente

Pour atteindre le deuxième objectif, l'alliance de recherche a conduit au développement du sélecteur de compatibilité des fluides TETRA MatchWell®, un logiciel propriétaire qui utilise des algorithmes pour faire correspondre les fluides de complétion et d'obturation avec les CRA et les conditions du puits afin de réduire le risque de fissuration des tubes de production assistée par l'environnement.

Avec MatchWell, les ingénieurs de TETRA peuvent saisir les différents paramètres de la formation, du puits et du tubage, ainsi que des fluides (voir les figures 1 et 2). Le logiciel effectue ensuite une analyse et génère un rapport de recommandation de fluide (voir figure 3).

TETRA-MatchWell-propriétés

FIGURE 1. Interface TETRA MatchWell montrant les paramètres du puits et les propriétés de la formation.

TETRA-MatchWell-paramètres

FIGURE 2. Interface TETRA MatchWell montrant les paramètres du fluide.

TETRA-MatchWell-report

FIGURE 3. Rapport de recommandation de fluide généré par TETRA MatchWell.

TETRA MatchWell offre une approche intelligente et holistique de la conception des puits qui inclut les paramètres critiques de l'interface fluide-métallurgie, aidant les clients à éviter la corrosion coûteuse et à réduire les risques HSEQ associés à la défaillance des tubes. Il sert également de base de données sécurisée pour les données relatives au puits, au tubage, au fluide et à la formation, ce qui permet aux responsables de comptes d'accéder facilement aux informations et de les partager avec les clients.

Conclusion

À ce jour, le logiciel TETRA MatchWell a été utilisé pour générer des rapports de recommandation de fluides pour des milliers de puits, permettant aux opérateurs d'éviter les défaillances coûteuses des tubes induites par la corrosion, comme AEAC, et d'éliminer les risques considérables pour la sécurité et l'environnement associés aux défaillances dues à la corrosion.

Notes de fin d'ouvrage

  1. Voir G. Koch et al. 2016, International Measures of Prevention, Application, and Economics of Corrosion Technologies Study, NACE International. Les tableaux de ventilation des coûts figurant à l'annexe A de l'étude de 2016 reproduisent simplement les conclusions de l'étude de 2002.
  2. Nanan, 2018, "Pitting Corrosion in Oil and Gas Wells and Pipelines", Oilman Magazine, 31 juillet.
  3. Smith, 1999, "Control of Corrosion in Oil and Gas Production Tubing", British Corrosion Journal, Vol. 34, No. 4.
  4. S. McKennis, et al. 2009, "Chemistry and Mechanisms of Completion/Packer Fluids : Annular Environmentally Assisted Cracking (AEAC) of Martensitic Stainless Steel Tubing-Misconceptions Regarding the Chemical Role of Completion/Packer Fluids," SPE 121433.
  5. McKennis, et al, 2009.
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