Degradation Raffinage

8/14/2019 Degradation Raffinage

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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




Généralités

3 -




Dégradation dans l’industrie du raffinageHydrocarbures non corrosifs en eux mêmes, mais les brutscontiennent de nombreux éléments pouvant former descomposés 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




Illustration – distillation atmosphérique

Dessaleur – extraction des chlorures

Injection soude

Sulfuration ou corrosion

naphténiques

Corrosion par NH4ClOu NH4HS, H2S

Injection aminesneutralisantes et

filmantes

Corrosion par NH4ClSi temp. trop basse




Documents professionnels

6 -




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)




Publication récente

Août 2009

Ouvrage présentant une

excellente synthèse sur les

modes de dégradation

dans l’industrie pétrolière

Disponible sur

Amazon.com !!!




Principaux documents APIRECOMMENDED 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 inFuel-Grade Ethanol: Review, Experience Survey, Field Monitoring, andLaboratory Testing




Principaux documents APIRECOMMENDED 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




NACE documents

Publication 5A171 (2007 Edition) Materials for Storing and Handling CommercialGrades 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 H2SCracking of Steels Through 1989

Publication 34103 Overview of Sulfidic Corrosion In Petroleum Refining

Publication 34105 Effect of Nonextractable Chlorides on Refinery Corrosion andFouling

Publication 34101 Refinery Injection and Process Mixing Points

NACE SP0294-2006 Design, Fabrication, and Inspection of Storage Tank Systemsfor Concentrated Fresh and Process Sulfuric Acid and Oleum at AmbientTemperatures




Documents NACE

Standard 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 TankBottoms

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 Crackingof 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




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




CEFRACOR

Commission CIPG (Corrosion dans l’Industrie

Pétrolière et Gazière) anime 6 groupes de travail :

Répertoires fournisseurs de produits et serviceRépertoire fournisseurs de formations

Corrosion interne Oil & Gas

Emploi de solutions alternatives aux aciers non alliées

Fissurations liées à l’environnementCorrosion sous isolation

Corrosion externe des pipelines enterrés ou immergés

Inspection interne des pipelines et des puits

Dégradations haute température




Choix des matériaux

15 -




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 etbailleur de licence.

Revue de chaque ligne et chaque équipement




Revue matériaux : exemple de liste de

données




Revue matériaux : exemple de liste de données




Exemple : réacteur d’hydrodésulfuration

19 -




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




Tenue à l’hydrogène

Courbe de Nelson : marge de 28°C sur max operating et 3,5 bars surmax ppH2

Conditions opératoires

Choix matériaux




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




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.




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)

0

1 0

2 0

3 0

4 0

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

(P+Sn) 10-3%

T e m p e r a t u r e s h i f t i n T k 5 4 J a f t e r s t e p - c o o l i n g




Fragilisation de revenu

Essai de refroidissement étagé sur matériaux de base etsoudure (entre 600°C et 300°C)

Objectif vérifier la faible sensibilité du matériau à la fragilité derevenu

TT55AF + 2.5 (TT55SC – TT55AF) ≤ 10°C

Mise en place, dans les réacteurs de 2 coupons réalisés dans les

matériaux constitutifs du réacteur et comportant une soudure.

Le prélévement et l’analyse de ces coupons permettra deconnaître l’évolution et l’état exact de la métallurgie ayant subieles conditions effectives de service




Effet de l’hydrogène

A 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 dediffuser et reste piégé dans la paroi




Effet de l’hydrogène

-160

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

0 1 2 3 4 5 6

H2 content (ppm)

T K 5 4 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

0

0 1 2 3 4 5 6

H2 content (ppm)

T K 5 4 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




MPT

La temperature minimum de pressurisation doit tenir

compte :

De la temperature minimum admissible de l’appareilneuf,

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).




Effet de l’hydrogène – revêtement inox

Evaluation du risque de décollement du clad lors du

refroidissement du réacteur

Résultat essais de disbonding – origine Industeel




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 fortecontrainte

Soudures bout à bout plus facilement contrôlable

Contrôle par TOFD de l’ensemble des soudures




Contrôle final

Epreuve initiale réalisée sous écoute acoustique :

Contrôle global

Aide à l’interprétation de contrôles ultérieurs par EA




Conclusions

32 -




Conclusions

L’industrie pétrolière a su capitaliser le retour d’expérienceconcernant 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 processusrigoureux.

Le comportement et le suivi des matériaux en service est intégré

dès la conception des équipements pour assurer la maitrise desdégradation.


