Super Duplex S32750 dans le secteur du pétrole et du gaz : limites de service pour les acides selon NACE MR0175/ISO 15156

Super duplex S32750(UNS S32750, EN 1.4410, communément « 2507 ») est l'un des alliages résistants à la corrosion-résistants aux plus largement spécifiés dans la production pétrolière et gazière moderne -, mais il n'est qualifié que pour le service acide (H2S-portant) à l'intérieur d'une enveloppe environnementale strictement définie publiée dans NACE MR0175 / ISO 15156-3, tableau A.8.

Dans cette enveloppe, une pression partielle de H2S allant jusqu'à environ 1,5 psi (10 kPa / 0,1 bar) à un pH in situ de 3,5 ou plus, des concentrations de chlorure jusqu'à environ 5 % et des températures allant jusqu'à 150 degrés. code-matériel répertorié. En dehors de cette enveloppe, ce n’est pas le cas, et le dépassement risque de provoquer des fissures fragiles soudaines plutôt qu’une corrosion progressive. Cet article explique quelles sont ces limites, d'où elles viennent et comment les appliquer.

Qu'est-ce que le Super Duplex S32750 (2507) et pourquoi est-il utilisé dans le pétrole et le gaz ?

Le S32750 est un acier inoxydable « super duplex » à 25 % de chrome dont la microstructure et la teneur en alliage d'austénite-ferrite d'environ 50/50 (25Cr-7Ni-4Mo-0,3N) lui confèrent environ deux fois la limite d'élasticité du 316L, une résistance aux piqûres bien au-delà du service dans l'eau de mer et une capacité de service acide-qui se situe entre le duplex standard et les alliages de nickel - à une fraction de coût de l'alliage de nickel-.

"Duplex" fait référence à la microstructure à deux phases : le métal est composé à peu près à moitié d'austénite (la structure cristalline de l'acier inoxydable 304/316, qui contribue à la ténacité et à la soudabilité) et à moitié de ferrite (une structure cristalline plus dure qui contribue à la résistance et à la résistance à la corrosion sous contrainte). "Super" duplex signifie que l'alliage a été poussé à un indice équivalent de résistance aux piqûres (PREN) supérieur à 40 - le niveau auquel un alliage peut résister à l'eau de mer chaude et aux fluides produits à haute teneur en chlorure- sans piqûres.

Le PREN est calculé à partir de la composition en pourcentage pondéral :

PREN=%Cr + 3.3 × %Mo + 16 × %N

L'analyse des chiffres pour la chimie nominale 25Cr–4Mo–0,3N du S32750 donne un PREN d'environ 43 ; le plancher de spécification est > 40 (généralement indiqué comme supérieur ou égal à 41). À titre de comparaison, le 316L se situe près de 25 et le duplex standard 2205 près de 35. Cet indice unique explique l'essentiel de l'échelle de sélection des matériaux-dans le pétrole et le gaz.

La limite d'élasticité élevée est importante en mer : doubler la résistance permet d'obtenir des parois plus fines dans les canalisations sous pression-, ce qui réduit le poids supérieur sur les plates-formes et les navires FPSO. Le PREN élevé est important partout où des chlorures sont présents - eau produite, eau de formation, refroidissement par eau de mer et systèmes d'injection.

Qu'est-ce que le « service sour » et quand la norme NACE MR0175/ISO 15156 s'applique-t-elle ?

Un service est « acide » lorsque le fluide produit contient suffisamment de sulfure d'hydrogène (H2S), ainsi que de l'eau liquide, pour menacer la fissuration des métaux ; Les exigences NACE MR0175/ISO 15156 sont classiquement déclenchées lorsque la pression partielle de H2S dépasse 0,05 psi (0,3 kPa) en présence d'une phase aqueuse et d'une pression totale du système de 65 kPa ou plus.

Le H2S est la molécule problématique de la production pétrolière et gazière. Il est toxique et, au contact de l’acier et de l’eau, il provoque une réaction chimique qui libère de l’hydrogène atomique dans le métal. L'hydrogène piégé sous la contrainte de traction fragilise l'acier - un mécanisme de défaillance appeléfissuration sous contrainte des sulfures (SSC)- et cela peut se produire sans avertissement visuel : un composant qui semble parfaitement intact se fissure tout simplement.

La « pression partielle » est la part de la pression totale exercée par un gaz dans un mélange. Pensez à une bouteille de soda : l'espace gazeux au-dessus du liquide est principalement constitué de CO2, et la pression partielle du CO2 est ce qui force le gaz à pénétrer dans la boisson. De même, si un flux de gaz à 100 bar contient 0,1 % de H2S, la pression partielle de H2S est de 0,1 bar - c'est le nombre avec lequel la norme fonctionne, pas seulement le pourcentage. Une petite fraction de H2S à haute pression peut constituer un environnement beaucoup plus agressif qu’une fraction plus importante à basse pression.

NACE MR0175 et ISO 15156 sont la même norme publiée conjointement (NACE International - maintenant AMPP - et Comité technique ISO 67). Il est structuré en trois parties :

Partie 1-Principes généraux de sélection des matériaux résistants à la fissuration-.

Partie 2- Aciers au carbone et faiblement-alliés (le régime classique de dureté inférieure ou égale à 22 HRC).

Partie 3-Alliages résistants à la corrosion-(CRA) et autres alliages -c'est là que réside le S32750.

Deux points sont fréquemment mal compris. Premièrement, la norme concerneseulement avec des fissures- SSC, fissuration par corrosion sous contrainte (SCC) et fissuration sous contrainte par hydrogène induite galvaniquement (GHSC). Il n’évalue pas la corrosion générale, les piqûres ou l’érosion ; ceux-ci sont gérés via le PREN, les données de température critique de piqûre (CPT) et les limites de vitesse de conception. Deuxièmement, la norme a été révisée à plusieurs reprises (éditions 2003, 2009, 2015, 2020) et l'édition 2020 est actuellement en cours de révision - les ingénieurs doivent toujours travailler à partir de l'édition actuelle référencée par la spécification du projet.

Où exactement le S32750 est-il répertorié dans la NACE MR0175/ISO 15156-3 ?

Le S32750 est répertorié dans la partie 3, annexe A, tableau A.8 - le tableau des limites environnementales pour les aciers inoxydables en solution solide- - sous le groupe ferritique-austénitique (duplex) avec PREN > 40, qualifiés dans l'état de trempe en solution-recuit à l'eau-avec une dureté maximale de 28 HRC.

L'annexe A de la partie 3 est essentiellement un ensemble d'enveloppes environnementales pré-qualifiées. Pour chaque groupe de matériaux, les tableaux définissent les combinaisons de quatre variables environnementales dans lesquelles le matériau est accepté sans tests spécifiques au projet :

Pression partielle H2S (p_H2S)

Concentration de chlorurede la phase aqueuse

pH sur place-(l'acidité réellement présente au fond du trou ou dans la conduite, pas la valeur du réservoir-)

Température

Le tableau A.8 regroupe les aciers inoxydables duplex corroyés et coulés par bande PREN. Le duplex standard 22Cr (UNS S31803/S32205 et équivalents moulés) se situe dans la bande 30-40 PREN ; Le S32750 et ses pairs super duplex (par exemple, S32760, S32520) se situent dans la bande PREN > 40, qui porte l'enveloppe la plus large. La cotation est métallurgique, pas seulement nominale - trois conditions l'accompagnent :

Condition:le matériau doit être dans un état de solution-recuit et rapidement trempé (pour le S32750, recuit à environ 1 025 - 1 125 degrés suivi d'une trempe à l'eau). Un travail à froid intense fait sortir le produit de la liste ; Les tubes pour champs pétrolifères 25Cr à haute résistance-travaillés à froid sont plutôt régis par l'API 5CRA avec leurs propres tests de qualification.

Dureté:le plafond communément invoqué est de 28 HRC. Notez que les spécifications des produits ASTM pour S32750 (par exemple, A240, A789, A790) autorisent jusqu'à 32 HRC / 310 HBW pour les spécifications de service général - acides, invoquant délibérément la limite plus stricte, étendue au métal soudé et aux zones affectées par la chaleur (HAZ).

Soudures :les composants soudés sont couverts uniquement par des procédures de soudage qualifiées pour maintenir les propriétés requises (équilibre des phases, dureté, résistance à la corrosion) dans l'état tel que-soudé.

Quelles sont les limites environnementales spécifiques des-services acides pour le S32750 ?

Dans l'enveloppe du tableau A.8, le S32750 est qualifié pour une pression partielle de H2S jusqu'à environ 1,5 psi (10 kPa / 0,1 bar) à un pH in-situ supérieur ou égal à 3,5, des concentrations de chlorure jusqu'à environ 5 % (50 000 mg/L) et des températures allant jusqu'à 150 degrés - avec une sous-enveloppe plus permissive publiée à des températures plus élevées. pH in-situ (environ 4,5) et sans soufre élémentaire. Cela représente environ cinq fois la tolérance H2S du 22Cr duplex.

Le tableau ci-dessous résume l'enveloppe duplex telle que publiée dans le tableau A.8 des éditions 2015 et 2020 - les valeurs systématiquement citées dans les certificats d'usine, les spécifications des exploitants et les références d'ingénierie de corrosion :

Comment lire les quatre variables

• Pression partielle H2Sest calculé à partir du % molaire de H2S dans la phase gazeuse × pression totale. Exemple : 0,5% molaire H2S à 60 bar donne p_H2S≈ 0,3 bar - bien au-delà de l'enveloppe duplex et fermement dans le territoire de l'alliage de nickel-. Le même 0,5 % molaire à 8 bar donne 0,04 bar, à l'intérieur de l'enveloppe.
• Concentration de chlorureest important car les chlorures dépassivent les surfaces inoxydables et déclenchent des piqûres - les sites d'initiation des fissures de corrosion-de contrainte. L'eau de mer représente environ 3,5 % ; de nombreuses eaux de formation sont plus élevées.
• pH sur place-est l'acidité de la phase aqueuse à la pression de fonctionnement avec du CO2/H2S dissous. Un pH plus bas (plus acide) signifie une plus grande pénétration d’hydrogène et une enveloppe plus étroite. Un pH plus élevé le détend -, c'est pourquoi la norme publie une fenêtre plus large à un pH supérieur ou égal à 4,5.
• Températurefonctionne dans deux directions : le risque de SSC est plus grave près de la température ambiante, tandis que le risque de chlorure SCC augmente avec la température -, d'où le plafond de 150 degrés dans l'enveloppe duplex.

Si l'environnement de service ne correspond pas à l'enveloppe publiée, la norme propose deux voies légitimes : changer le matériau (généralement par un alliage de nickel tel que 625, 825 ou C-276), ou qualifier le duplex par des tests en laboratoire conformément à la partie 3, annexe B - en utilisant des méthodes telles que NACE TM0177 (méthodes A à D) dans des conditions au moins aussi sévères que le service prévu. L’extrapolation par jugement, sans test, n’est ni autorisée par la norme ni judicieuse en pratique.

Pourquoi un PREN > 40 est-il important dans un service acide et riche en chlorure ?

Un PREN supérieur à 40 est le seuil auquel un acier inoxydable résiste aux attaques par piqûres et crevasses dans l'eau de mer chaude - et comme les piqûres et les crevasses sont le point de départ des fissures environnementales, la résistance aux piqûres est la première ligne de défense pour tout CRA en service acide contenant du chlorure-.

Une fissure commence rarement sur une surface parfaite. Cela commence par une fosse, une crevasse sous un dépôt ou un défaut de soudure - la chimie locale y devient d'abord agressive. C'est pourquoi l'industrie classe les CRA par PREN et les valide avec les tests ASTM G48 de température critique de piqûre (CPT) et de température critique de corrosion caverneuse (CCT) :

Le S32750 dans un état correctement recuit montre généralement un CPT supérieur à 50 degrés dans la méthode A ASTM G48, avec des valeurs publiées allant jusqu'à environ 70 degrés dans les tests de la méthode C et un CCT autour de 45 degrés dans la méthode D.

2205 montre généralement un CPT proche de 20 à 30 degrés dans les mêmes tests - adéquat pour de nombreux services, marginal dans l'eau de mer chaude.

Le 316L se creuse facilement dans l'eau de mer chaude et est entièrement éliminé de la plupart des services offshore de chlorure.

Dans la pratique de dépistage (règles empiriques, pas de valeurs de code), les seuils de température du chlorure SCC sont d'environ 60 degrés pour le 316L, d'environ 100 à 120 degrés pour le 22Cr duplex et de 130 à 150 degrés pour le 25Cr super duplex. La structure en deux phases du super duplex est la raison physique pour laquelle les fissures ont du mal à se propager : une fissure se développant à travers la ferrite est arrêtée lorsqu'elle rencontre l'austénite, et vice versa.

Une mise en garde : le PREN doit être calculé à partir de l'analyse thermique réelle, et non des minimums spécifiés, et il doit être équilibré entre les deux phases. Une chaleur qui répond au tableau de composition mais entraîne des précipités intermétalliques (phase sigma) provenant d'une trempe lente ou d'un mauvais soudage va se piquer et se fissurer comme un acier beaucoup moins cher. C'est pourquoi le nombre de ferrites (généralement 35 à 55 % selon la pratique NORSOK M-630 MDS D57 / ISO 17781) et les tests d'acceptation ASTM A923 font partie de l'approvisionnement en services non conformes.

Que se passe-t-il si le S32750 est utilisé au-delà de son enveloppe qualifiée ?

Au-delà de l'enveloppe, les modes de défaillance dominants du S32750 sont soudains, fragiles et difficiles à inspecter car la fissuration sous contrainte de sulfure - et la fissuration par corrosion sous contrainte de chlorure peuvent faire passer une limite de pression de « aucune découverte » à une fuite en un seul cycle de charge, ce qui est précisément la raison pour laquelle la norme refuse d'extrapoler.

Trois mécanismes de craquage gouvernent :

Fissuration sous contrainte des sulfures (SSC) :l'hydrogène atomique généré par la réaction H2S/acier se diffuse dans la phase ferrite et la fragilise sous contrainte de traction. La sensibilité est pire près de la température ambiante et augmente fortement avec la dureté - raison du plafond de 28 HRC et de l'exclusion des produits travaillés à froid -. Les ZAT de soudure, avec leurs structures mixtes et leurs contraintes résiduelles, sont les sites d'initiation classiques.

Fissuration par corrosion sous contrainte de chlorure (SCC) :à température élevée, les chlorures attaquent les matériaux soumis à des contraintes, avec des fissures généralement transgranulaires et se déplaçant rapidement-. Le risque augmente avec la température, la concentration de chlorure et le stress appliqué - et il interagit avec le H2S : l'environnement combiné est plus agressif que l'un ou l'autre seul.

Fissuration sous contrainte hydrogène induite galvaniquement (GHSC/HISC) :l'hydrogène généré non pas par le fluide de procédé mais par protection cathodique, lorsque le duplex est couplé à de l'acier moins-noble ou à une anode (voir la section sous-marine ci-dessous).

Les défaillances sur le terrain documentées dans l'ensemble de l'industrie partagent un modèle : les conditions environnementales ont dérivé au-delà de la base de conception - la pression du réservoir a augmenté et a augmenté la pression partielle de H2S, le pH est devenu inférieur aux prévisions, ou un bouleversement a introduit de l'oxygène ou du soufre - et un matériau sélectionné par rapport à l'enveloppe d'origine est soudainement devenu hors de qualification. La leçon intégrée dans la norme est que la sélection des matériaux est un calcul évolutif qui doit être revalidé lorsque les conditions de fonctionnement changent, et non une case à cocher unique-au stade FEED.

Comment le S32750 se compare-t-il aux alliages 316L, 2205 et nickel pour le service acide ?

Le S32750 occupe le point idéal économique de l'échelle CRA : une capacité bien plus élevée en acide-et-en chlorure que le 316L ou le 22Cr duplex à environ un-tiers de la capacité-coût pondéré des alliages de nickel - mais il s'en remet aux alliages de nickel (625, 825, C-276) une fois la pression partielle de H2S, le chlorure, la température ou le soufre élémentaire dépasse son enveloppe.

Deux aperçus de sélection suivent. D'abord,le super duplex reporte la mise à niveau nickel, il ne l'élimine pas : dans les champs marginaux-HPH2S, commencer par S32750 peut différer une décision-d'alliage à forte intensité de capital-625 pendant des années - mais le déclencheur de mise à niveau doit être défini à l'avance. Deuxième,le dépassement de-spécifications représente un coût réel: S32750 comporte une prime de 30 à 80 % par rapport à 2205 ; là où l’environnement se situe confortablement à l’intérieur de l’enveloppe 22Cr, le 2205 est le bon choix économique. La comparaison est une décision globale, pas un concours « le meilleur-contre le-pire ».

Quelles règles de fabrication et de soudage assurent la conformité à la norme S32750 ?

La conformité du service acide-est métallurgique et non nominale : le S32750 doit être recuit en solution-et trempé à l'eau-, maintenu à 28 HRC ou moins, y compris les soudures et les HAZ, soudé avec une charge duplex sur-alliée (généralement ER2594) sous apport de chaleur contrôlé avec un gaz de support contenant de l'azote-, et vérifié par des comptages de ferrite, ASTM A923, et enquêtes de dureté sur le certificat d'essai du moulin.

Le recuit de solution après-soudage est invoqué lorsque la procédure-de soudage ne peut pas démontrer la conformité. Le traitement thermique post-soudage au sens de l'acier au carbone- (soulagement des contraintes à 600–650 degrés) estpratique interditepour le duplex -, cette plage de température est précisément l'endroit où les intermétalliques précipitent.

Qu'est-ce que HISC et pourquoi la protection cathodique est-elle importante pour le Subsea S32750 ?

Pour le super duplex sous-marin, l'hydrogène le plus dangereux ne provient souvent pas du réservoir mais du système de protection contre la corrosion : une polarisation cathodique sur-protectrice génère de l'hydrogène atomique à la surface de l'acier qui fragilise la phase ferrite -hydrogène-fissuration sous contrainte induite (HISC) - et elle est gérée par la conception selon DNV-RP-F112.

Les structures sous-marines mélangent des matériaux : collecteurs super duplex, vannes et tuyauterie boulonnés sur des conduites d'écoulement en acier au carbone et protégés par des anodes en aluminium.

Rendre le duplex fortement cathodique entraîne une réduction de l’eau à sa surface, pompant de l’hydrogène dans la ferrite. Sous une contrainte appliquée ou résiduelle élevée -, une contrainte provenant d'une construction soudée rigide, d'un verrouillage conique ou d'un mur lourd-forgé -, des fissures s'initient et traversent le mur selon un motif de "terrasse" caractéristique.

L'expérience de terrain à la fin des années 1990 (notamment sur les grands développements en eaux profondes de la mer du Nord) a incité l'industrie à adopter une pratique désormais codifiée dans le DNV-RP-F112,Conception d'équipements sous-marins duplex en acier inoxydable exposés à une protection cathodique.

Atténuations pratiques, appliquées ensemble :

• Contrôler le potentiel CP - protéger contre la corrosion sans surprotection importante ; - ; évitez les potentiels inutilement négatifs provenant des traîneaux d’anodes placés à proximité des composants duplex.
• Limitez les contraintes de conception et la concentration des contraintes au niveau des soudures, des cônes et des connexions filetées.
• Introduisez une contrainte de surface de compression (par exemple, grenaillage contrôlé) sur les composants critiques.
• Préférez les pièces forgées et les formes de produits sans soudure, et qualifiez explicitement les soudures pour HISC lorsque le composant est du matériel sous-marin porteur-.

Où le S32750 est-il réellement utilisé dans les systèmes de pétrole et de gaz acides ?

Le S32750 est le CRA de référence pour les services offshore modérément acides et à haute teneur en chlorure : conduites d'écoulement et conduites de collecte, collecteurs sous-marins et tuyauterie de production, séparateurs et composants internes d'eau produite, tubes d'échangeur de chaleur, ombilicaux et conduites d'injection de produits chimiques, garnitures de vannes et composants internes de pompe, et fixations à haute résistance - avec Tubes 25Cr travaillés à froid-fournis sous API 5CRA pour une utilisation en fond de trou.

1. Variétés et arbres sous-marins :La manipulation de pièces forgées de parois lourdes - (ASTM A182 F53) a produit des fluides à la température du réservoir avec une exposition externe à l'eau de mer - l'enveloppe PREN > 40 classique.
2. Flowlines et tuyauteries de processus :tuyaux sans soudure selon ASTM A790 et raccords selon A815, où les chlorures de CO2 + + H2S modéré excluent l'acier au carbone et le 22Cr.
3. Ombilicaux et lignes de contrôle :tubes sans soudure de petit-diamètre où la solidité, la résistance à la corrosion et la soudabilité doivent coexister en eau profonde
4. Échangeurs de chaleur et refroidisseurs :tubes manipulant de l'eau de mer ou de l'eau produite, où CPT > 50 degrés est la propriété déterminante.
5. Vannes, pompes, fixations :barre à A479/A276, pièces forgées à A182 F53 et boulons aux environnements ASTM A1082 - où le matériel 316L a historiquement échoué.
6. Fond de trou :à froid-travaillé entre 25 Cr et API 5CRA dans des puits modérément acides au sein de sa propre enveloppe de qualification.

Comment devez-vous spécifier et vérifier le S32750 pour le service sour ?

Écrivez l'enveloppe et la métallurgie dans le bon de commande : numéro UNS, norme du produit, condition de traitement thermique-, clause NACE MR0175/ISO 15156-3, capuchon de dureté 28 HRC, PREN supérieur ou égal à 41 en analyse thermique, gamme de ferrite et certification EN 10204 3.1 (ou 3.2) - puis vérifiez le certificat ligne par ligne à réception.

Une spécification complète de service sour-pour le produit S32750 doit inclure au minimum :

1. Matériau : UNS S32750 (EN 1.4410), forme du produit et norme (par exemple, tuyau sans soudure ASTM A790, plaque A240, pièces forgées A182 F53, barre A479, pièces moulées A995 6A).
2. Condition : solution recuite supérieure ou égale à 1 025 degrés, trempée à l'eau ; produit travaillé à froid-exclu à moins qu'il ne soit recuit-.
3. Déclaration de conformité : "NACE MR0175 / ISO 15156-3, Annexe A, Tableau A.8, aciers inoxydables ferritiques-austénitiques avec PREN > 40" - citant l'édition de référence du projet.
4. Dureté : Inférieure ou égale à 28 HRC (métal de base, soudures, HAZ), vérifiée par enquête.
5. Chimie : analyse thermique complète avec PREN Supérieur ou égal à 41 calculé à partir de l'analyse réelle.
6. Microstructure : teneur en ferrite 35–55 % (ASTM E562 ou instrument calibré) ; pas de phases intermétalliques nuisibles (acceptation ASTM A923).
7. Documentation : EN 10204 3.1 MTC (3.2 avec témoin tiers-pour le service critique), y compris les tableaux de traitement thermique-.
8. Options de test pour service sévère : test de piqûre ASTM G48, Charpy à −46 degrés, test SSC selon NACE TM0177 où le service se trouve près du bord de l'enveloppe.

Foire aux questions

Oui - sous condition.Le S32750 est un matériau répertorié dans la norme NACE MR0175/ISO 15156-3, annexe A, tableau A.8 (aciers inoxydables ferritiques-austénitiques, PREN > 40), à condition qu'il soit fourni en solution-recuit et trempé à l'eau-, qu'il soit égal ou inférieur à la limite de dureté applicable (28 HRC dans les pratiques courantes de service acide) et qu'il fonctionne dans l'enveloppe environnementale publiée pour Pression partielle, chlorure, pH et température du H2S.

Quelle est la teneur maximale en H2S (pression partielle) pour le S32750 en service acide ?

Pression partielle H2S d'environ 1,5 psi (10 kPa / 0,1 bar)est la limite communément citée du tableau A.8 à un pH in-situ supérieur ou égal à 3,5 et à un pH de ~ 5 % ; une sous-enveloppe -plus permissive s'applique à un pH in situ -plus élevé (environ 4,5). La limite est exprimée en pression partielle - % molaire H2S multipliée par la pression totale du système - et non en concentration seule. Vérifiez les chiffres exacts par rapport à l’édition actuelle de la norme avant la spécification.

Quelle dureté est requise pour le S32750 en service acide ?

28 HRC maximumest la limite invoquée dans les spécifications de service -sourcé, appliquée au métal de base, au métal soudé et aux HAZ. Les spécifications des produits ASTM autorisent jusqu'à 32 HRC / 310 HBW pour un service non -acide, la limite la plus stricte doit donc être indiquée explicitement sur le bon de commande.

S32750 vs 2205 en service acide - lequel ?

Choisissez par enveloppe, pas par prestige.Le S32750 tolère environ cinq fois la pression partielle de H2S du 22Cr duplex (environ 10 kPa contre environ 2 kPa à haute teneur en chlorure), gère les chlorures jusqu'à ~ 5 % et résiste aux piqûres dans l'eau de mer chaude. Là où l’environnement se situe confortablement à l’intérieur de l’enveloppe du 22Cr, le 2205 est le bon choix économique ; La prime de 30 à 80 % du S32750 permet d'acquérir des capacités uniquement lorsque l'environnement l'exige.

Le S32750 peut-il être utilisé en service contenant du soufre élémentaire ?

Non.Les enveloppes en acier inoxydable duplex dans la norme NACE MR0175/ISO 15156-3 ne qualifient pas le service en présence de soufre élémentaire ; ces flux nécessitent généralement des alliages de nickel.

La NACE MR0175/ISO 15156 couvre-t-elle les piqûres et la corrosion générale ?

Non.La norme traite uniquement du cracking (SSC, SCC, GHSC). Les piqûres, la corrosion caverneuse et la corrosion générale sont évaluées séparément au moyen des données PREN, ASTM G48 CPT/CCT et des tests de corrosion pertinents pour le fluide produit.

Que dois-je utiliser lorsque l'environnement dépasse les limites du S32750 ?

Passez à un alliage de nickel ou qualifiez-vous par test.L'alliage 625, l'alliage 825 et le C-276 (et leurs superpositions de soudure) constituent la mise à niveau conventionnelle pour une pression partielle de H2S plus élevée, un pH plus faible, du soufre élémentaire ou une température plus élevée. Vous pouvez également qualifier le duplex en effectuant des tests en laboratoire de l'annexe B dans des conditions au moins aussi sévères que le service prévu - une voie utilisée avec succès sur des projets spécifiques mais jamais envisagée.

Conclusion

Le Super duplex S32750 est qualifié pour le service de pétrole et de gaz acides selon la norme NACE MR0175/ISO 15156-3 Tableau A.8 - jusqu'à environ 1,5 psi (10 kPa / 0,1 bar) de pression partielle H2S à-pH in situ supérieur ou égal à 3,5, chlorures à ~ 5 % et 150 degrés, dans le solution-état recuit avec une dureté inférieure ou égale à 28 HRC, soudures comprises - et il s'agit de l'ARC le plus rentable-sur la majeure partie de cette fenêtre, reportant la mise à niveau de l'alliage de nickel-dans tous les services sauf sévèrement acides, soufrés ou très acides.

Pour les fabricants, les transformateurs et les prescripteurs, trois disciplines convertissent cette déclaration en performances fiables sur le terrain : définir honnêtement l'environnement (dans le pire des cas : pH2S, chlorure, pH et température, y compris les perturbations) ; acheter la métallurgie, pas l'étiquette (produit recuit-et-trempé, dureté certifiée, PREN et ferrite vérifiés sur les chaleurs réelles) ; et contrôler la fabrication aussi rigoureusement que la sélection (WPS qualifié, charge correcte, gaz de support azote, acceptation A923). Faites ces trois choses, et le S32750 fera ce que cinquante années de service sur les champs pétrolifères ont prouvé qu'il pouvait faire.