Méthodes de contrôle, détection et inspection utilisées dans l'industrie pétrolière
Corrosion des matériaux dans l'industrie pétrolière

Les objectifs de l'industrie pétrolière sont d'extraire, transporter, raffiner des pétroles en très grandes quantités dans les conditions économiques les plus performantes et pour des conditions de sécurité et de fiabilité des équipements optimales. En 2008, 88,7 millions de barils de pétrole ont été raffinés par jour dans le monde. Le coût de la corrosion dans cette industrie correspond à environ 3,7 % du coût global de la corrosion. Pour l'industrie pétrolière mondiale, un coût de 35 milliards de dollars par an a été estimé du fait des impacts directs et indirects ainsi que du fait des mesures de contrôle et de prévention. Par baril de pétrole produit, ce coût de la corrosion est d'environ 0,3 à 0,6 $ par baril. Ces chiffres n'incluent pas les événements non prévus. Par exemple, en 2006 des fuites provoquées par une corrosion bactérienne furent à l'origine de l'arrêt pendant quelques jours de la production pétrolière de l'Alaska et de vives tensions sur le marché pétrolier. Les impacts environnementaux de tels accidents peuvent être également considérables.

L'industrie pétrolière est traditionnellement divisée en deux grands domaines: l'amont pétrolier (qui correspond aux opérations de forage, production puis transport du pétrole brut), l'aval pétrolier (où le pétrole est raffiné en kérosène, essence, gasoil, fiouls, naphta, composés de base de la chimie...). Cette industrie est également amenée à éliminer tout au long de sa chaîne les gaz acides (CO₂ et/ou H₂S) associés aux bruts.

Les différentes étapes de la production, du raffinage et du traitement des gaz acides sont réalisées sous certains environnements chimiques usuels (que l'on peut rencontrer pour d'autres industries) ou spécifiques. Par exemple en production offshore la corrosion marine est un paramètre important de sélection des matériaux. Cet aspect ne sera pas développé dans cet article, le lecteur étant invité à consulter les articles des Techniques de l'Ingénieur dédiés à ce milieu. Il en est de même pour l'oxydation à haute température.

En présence d'eau liquide, les gaz acides (CO₂ et/ou H₂S) peuvent fortement corroder les équipements de production pétrolière mais également en raffineries ainsi que dans les unités de traitement de ces gaz. Ces gaz acides sont éliminés par des procédés mettant en œuvre des solvants chimiques (à base d'amine) qui peuvent fortement attaquer certains aciers. Des bactéries présentes dans les effluents aqueux pétroliers peuvent être également responsables de phénomènes de corrosion très rapides (avec des vitesses pouvant atteindre 15 mm/an).

Les opérations de raffinage du pétrole font appel à des procédés dont les conditions opératoires peuvent être fortement corrosives du fait de la nature chimique des environnements ainsi que des pressions et températures élevées mises en jeu : des phénomènes de formation d'acide chlorhydrique par hydrolyse des sels, d'attaque par des acides carboxyliques (naphténiques) présents dans certains bruts, de corrosion haute température par les composés soufrés, par l'hydrogène ou par les atmosphères carbonées, y sont entre autre rencontrés.

De plus, les maintiens prolongés (souvent plus de 10 000 h) à haute température dans les conditions du raffinage peuvent être à l'origine du vieillissement des matériaux métalliques, les rendant plus sensibles à certaines formes de corrosion et affectant leurs propriétés mécaniques.

Afin d'assurer une fiabilité accrue de ses équipements, l'industrie pétrolière a développé et optimisé des méthodes de suivi, contrôle et management de la corrosion. Par exemple, pour contrôler les milliers de kilomètres de pipelines des réseaux de transport de gaz, pétrole ou produits raffinés, des racleurs instrumentés de plusieurs technologies de contrôle ont été mis au point. Également la planification des inspections fondée sur une approche par le risque (RBI : Risk Based Inspection) a été largement implantée afin d'accroître la fiabilité et d'optimiser le ratio coût-efficacité (et coût-sécurité) pour la surveillance des installations.