Conditions de corrosion dans le parcours du bitume, du puits à la route

Northern Area Eastern Conference 2012, Toronto, Canada
28-31 octobre 2012
Présenté lors du Symposium on Crude Oil Corrosivity
Communication no : 2012-02

Résumé

Cette communication traite des diverses conditions d’exploitation sur le trajet des sables bitumineux, du puits à la roue, et des différents types de corrosion qui peuvent se produire à divers stades. Même si plusieurs types de corrosion peuvent se produire dans d’autres secteurs, le risque de corrosion dans l’oléoduc est faible. Ce faible risque de corrosion s’explique du fait que les matières corrosives et érosives sont enlevées en amont dans les  oléoducs; les conditions d’exploitation, dans un oléoduc, sont peu marquées [(plus faible teneur en eau (en général inférieure à 0,5 % par volume) et température moins élevée (en général inférieure à 50°C)] et les espèces corrosives (acide naphténique et soufre) n’ont aucune influence sur la corrosion. 

Mots clés

Sables bitumineux, corrosivité, érosion, installations de traitement, exploitation à ciel ouvert, hydrotransport, DGMV, drainage par gravité au moyen de vapeur, oléoduc, pipeline et raffinerie.

1. Introduction

Les sables bitumineux sont des mélanges d’origine naturelle, qui contiennent en général 10 à 12 % de bitume, 80 à 85 % de minéraux (argiles et sable) et 4 à 6 % d’eau.  Le bitume est un mélange de grosses molécules d’hydrocarbure pouvant contenir jusqu’à 5 %, en poids, de composés sulfurés, des petites quantités d’oxygène, des métaux lourds et autres matières. Physiquement, le bitume est plus dense que l’eau et plus visqueux que la mélasse (se présentant parfois à l’état solide ou semi-solide). Il existe des gisements de sables bitumineux dans plus de 70 pays, mais les trois quarts des réserves connues dans le monde se situent au Canada et au Venezuela. Les sables bitumineux représentent environ 66 % des réserves totales de pétrole dans le monde. Au Canada, les sables bitumineux se trouvent dans trois principaux gisements du nord de l’Alberta : Athabasca, Cold Lake et Peace River; ensemble, ces gisements recouvrent près de 77 000 km² de terre. La première mine canadienne de sables bitumineux a été créée en 1967, la deuxième en 1978 et la troisième, en 2003. Actuellement, plusieurs autres mines sont en développement ou envisagées pour une exploitation commerciale. En 2005, les sables bitumineux représentaient 50 % de la production totale de pétrole brut du Canada. 

Les sables bitumineux sont accessibles par une exploitation à ciel ouvert ou par des techniques de production in situ.  Ils doivent traverser plusieurs étapes de traitement avant de pouvoir être vendus aux clients sous forme d’essence ou de diesel raffiné et autres matières de base hydrocarburées.  Cette communication traite des conditions d’exploitation aux divers stades et des types de corrosion habituels qui peuvent se produire dans ces conditions d’exploitation.

2. Les secteurs sur le trajet du pétrole du puits à la roue

Le tableau 1 présente les trajets habituels du bitume obtenu par exploitation à ciel ouvert, par production in situ, ainsi que les trajets du pétrole brut conventionnel.  Le tableau 2 compare les caractéristiques du pétrole brut ordinaire et du bitume.  Les tableaux 3 à 5 présentent les conditions d’exploitation normales de diverses unités de traitement et les problèmes de corrosion qui risquent de survenir.

2.1. Exploitation à ciel ouvert

L’exploitation à ciel ouvert est une technique d’extraction efficace lorsque la formation pétrolière s’étend à moins de 80 m sous la surface. Les sables bitumineux étaient auparavant extraits à l’aide de pelles à benne traînante et d’excavateurs à roue; aujourd’hui, la technique la plus utilisée dans la région des sables bitumineux de l’Athabasca est celle du camion (de 400 tonnes) et de la pelle mécanique (de 100 tonnes ou plus). 

2.1.a. Pipelines d’hydrotransport

Les sables bitumineux sont acheminés de la région minière aux installations d’extraction, où ils seront traités plus avant, par transporteurs à courroie ou par pipeline d’hydrotransport. Depuis 2005, le mode de transport des sables bitumineux le plus utilisé est celui du pipeline d’hydrotransport. Ce dernier est en fait une autre version du pipeline de production. D’une façon générale, le transport de matières solides dans un courant liquide est appelé hydrotransport. L’introduction du mélange d’eau et de particules solides dans les pipelines est une étape importante, qui s’effectue en général en aval des concasseurs.  Puis les pompes à boue mélangent les sables bitumineux et l’eau chaude (90°C) pour former des boues stables et les acheminent dans les pipelines d’hydrotransport. Les gros morceaux de sables bitumineux sont concassés sous l’effet de forces mécaniques pendant l’hydrotransport, ce qui fait qu’une partie du bitume se sépare sous forme de minuscules gouttelettes. Les pipelines d’hydrotransport consomment moins d’énergie (par rapport au transporteur à courroie), mais la dégradation des pipelines (érosion) par les fines particules solides (argile), le bitume et le sable représente un important problème.

2.2. Production in situ

L’on estime actuellement qu’environ 80 % des sables bitumineux canadiens et pratiquement tous ceux du Venezuela se situent à une trop grande profondeur (à plus de 80 m sous la surface) pour être extraits selon les techniques d’exploitation à ciel ouvert. Ces sables bitumineux sont donc extraits selon des techniques de production in situ, notamment la méthode de stimulation cyclique par la vapeur d’eau (procédé CSS), le drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV), l’injection pneumatique par dispositif de puits horizontal et vertical (méthode THAI), la méthode CHOPS et un procédé d’extraction à la vapeur (VAPEX).

2.2.a. Méthode de stimulation cyclique par la vapeur d’eau (procédé CSS)

La méthode de stimulation cyclique par la vapeur d’eau (procédé CSS) permettant de récupérer le pétrole lourd est utilisée en Californie depuis les années 1950. Le procédé CSS est souvent appelé tout simplement « injection cyclique de vapeur ». Selon cette méthode, de la vapeur à haute température (300 à 340°C) est injectée dans un puits de façon prolongée (en général, pendant des semaines ou des mois). Le puits est saturé de vapeur pendant un certain temps (des jours ou des semaines) dans le but de liquéfier le bitume et, pour terminer, le bitume (ou le pétrole brut extra-lourd) chaud est pompé hors du puits. Lorsque la production de pétrole diminue, on reprend le cycle. Le procédé CSS permet de récupérer de 20 à 25 % du pétrole qui se trouve dans la formation, mais le coût de l’injection de la vapeur est élevé. 

Pendant cette opération, la température du réservoir varie de celle de la vapeur (au point d’injection) à celle du réservoir (au point de production). Un important problème est celui de l’expansion thermique de l’équipement qui se produit lors de l’injection de vapeur. C’est pour cette raison que l’on choisit des matériaux ayant des propriétés d’expansion thermique adéquates pour les opérations d’injection de vapeur. La température dans les puits de production est inférieure à celle des puits d’injection. De ce fait, l’expansion thermique n’y pose pas de problème. Les puits de production sont exposés à l’abrasion, car l’injection de vapeur produit un excès de sable. Les parties les plus vulnérables de l’équipement ont souvent une surface dure permettant de contrôler l’abrasion.

2.2.b. Drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV)

Le procédé de drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV) a été mis au point au Canada dans les années 1990. Le DGMV permet de récupérer jusqu’à 60 % du pétrole qui se trouve dans la formation. Selon ce procédé, deux puits horizontaux sont forés dans la formation des sables bitumineux : le premier près du fond de la formation et le second, à quelque 4 à 6 m au-dessus. La vapeur est injectée dans la formation par le puits supérieur, qui forme une chambre à vapeur. La chaleur de la vapeur réduit la viscosité du bitume, lui permettant ainsi de s’écouler dans le puits inférieur (sous la pression de la formation), d’où il est pompé vers la surface.  On utilise surtout des pompes à rotor hélicoïdal excentré pour pomper le bitume du fait de leur compatibilité avec les fluides très visqueux contenant des solides en suspension. De petites quantités de vapeur peuvent être produites avec le bitume. Les gaz (méthane, CO₂ et H₂S) qui s’échappent de la formation montent, remplissant ainsi l’espace qu’occupait le pétrole et forment une couverture thermique. 

L’infrastructure de DGMV est construite surtout en acier au carbone.  Certains matériels se trouvant en bas des tubes souterrains sont fabriqués en acier inoxydable 316. L’infrastructure de DGMV peut faire l’objet d’érosion et d’érosion-corrosion (du fait de la présence de solides), de corrosion due à la vitesse du fluide (lorsqu’elle dépasse 5 à 6 m/sec), de corrosion localisée (due à l’eau de condensation contenant des gaz acides sur les surfaces internes du tubage et les surfaces externes des tubes de production); elle peut aussi devenir friable sous l’effet de produits caustiques (filets des raccords tubulaires si de la vapeur condensée contenant un produit caustique (hydroxyde de sodium) fuit au niveau d’un raccord, se fissurer sous l’effet de corrosion sous contrainte par les chlorures (composants en acier inoxydable 316 au bas du puits de production), et se crevasser sous l’effet de la corrosion (si les raccords ne sont pas adéquatement filetés entre la tête de puits d’injection et les tubes).

2.2.c. Injection pneumatique par dispositif de puits horizontal et vertical (méthode THAI) ou combustion in situ

Cette méthode fait intervenir un puits de production horizontal et un puits d’injection d’air vertical, situé près de l’extrémité la plus éloignée du puits horizontal. Selon ce procédé, on enflamme une certaine partie des hydrocarbures se trouvant dans le réservoir.  Sous l’effet de la chaleur produite par la combustion et de la pression, le bitume est partiellement traité par craquage thermique in situ (voir section 2.5), puis poussé vers le puits de production, d’où il est pompé vers la surface. Avec le temps, la zone de combustion active progresse de la partie verticale à la partie horizontale du puits de production. Ce procédé exige moins d’eau et produit moins de gaz à effet de serre que le DGMV ou le procédé CSS, mais pose un véritable problème pour ce qui est du contrôle du procédé de combustion souterraine. Un procédé de combustion connexe ou drainage par gravité au moyen de combustion dans des puits verticaux (procédé COGD) se fonde sur le concept de la combustion in situ, mais avec un injecteur d’air horizontal, ce qui crée une zone de combustion au-dessus du puits de production horizontal selon une configuration de DGMV.

Les températures dans les puits d’injection peuvent se situer entre 600 et 1 200 °F, alors que celles des puits de production adjacents peuvent varier de 200 à 350 °F. Une fois combinés, les gaz de combustion (oxygène, acides organiques, dioxyde de carbone, sulfures et chlorures), la vapeur et la température créent un milieu très propice à la corrosion. Des défaillances dues à la corrosion et à l’érosion se produisent dans le tubage, les tubes, les étranglements, les valves et les raccords des puits de production.

2.2.d. Méthode CHOPS

Il est aussi possible de pomper le pétrole contenu dans les sables en utilisant des pompes de subsurface à rotor hélicoïdal excentré, dotées de filtres à sable. Cette technique ne peut être utilisée que lorsque le pétrole est suffisamment fluide pour s’écouler à la température du réservoir. Elle est très utilisée au Venezuela et dans certains champs pétrolifères du Canada.  Même si elle est rentable, cette technique ne permet d’obtenir que 5 à 6 % du pétrole qui se trouve dans la formation, du fait d’un colmatage qui se produit dans la formation près des filtres à sable et de la faible mobilité du pétrole lourd dans la formation de production. Les sociétés canadiennes ont récemment découvert qu’en retirant les filtres à sable des puits et en produisant du sable en même temps que le pétrole, on pouvait augmenter les taux de récupération d’environ 10 % des réserves in situ. On parle alors de méthode CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sand). Le pompage du pétrole avec sable hors du puits entraîne une autre fragmentation du réservoir, ce qui permet à une plus grande quantité de pétrole d’atteindre le puits de production.  La méthode CHOPS produit d’importants volumes de sable imprégné qui peuvent être utilisées pour la construction des routes et réduire la poussière pendant les travaux. Une certaine quantité du sable ainsi produit est aussi évacuée dans des grottes de sel souterraines.

2.2.e. Extraction à la vapeur (VAPEX)

Le procédé VAPEX est similaire au DGMV, à la différence près qu’un solvant d’hydrocarbures plutôt que de la vapeur est injecté dans un puits horizontal supérieur, afin de diluer le bitume, qui peut alors s’écouler dans un puits horizontal inférieur. Le procédé VAPEX à une plus grande efficience énergétique que le DGMV. Ce procédé étant relativement récent, les mécanismes de corrosion ne sont pas encore connus. 

2.3. Pipelines pour pétrole brut extra-lourd

Les pipelines pour pétrole brut extra-lourd sont des types particuliers de pipelines de production destinés au transport du pétrole brut avec température de coulée élevée ou une forte teneur en cire. Ils sont habituellement utilisés pour le transport du bitume ou du pétrole extra-lourd sur courtes distances entre les plates-formes de production extracôtières et les installations de traitement du pétrole infracôtières. Avant son arrivée dans le pipeline, le pétrole brut est chauffé, ce qui en réduit la viscosité. La perte de chaleur en cours de transport permet la formation d’une couche de cire ou de bitume sur la paroi du tube froid, ce qui réduit l’efficacité du pipeline et, dans des cas extrêmes, peut même interrompre l’écoulement. Étant donné que les conditions d’exploitation sont similaires à celles d’un oléoduc, la corrosion ne pose pas de problème dans les pipelines pour pétrole brut lourd.

2.4. Installations d’extraction, de traitement des mousses et de produits de queue

Dans les installations d’extraction, les sables bitumineux sont traités avec de l’eau chaude et sont agités, ce qui fait que le pétrole flotte sous forme de mousse. La mousse contient du bitume, de l’eau et des solides inorganiques. Dans les mousses de sables bitumineux de piètre qualité, la teneur en pétrole est plus faible et celle en eau et en solides est plus élevée. La mousse est ensuite traitée pour en extraire le pétrole. Dans l’un des procédés utilisés, la mousse est diluée avec du naphtha dans le but de réduire la densité et la viscosité du bitume et de favoriser la coalescence de l’eau émulsionnée; le mélange est ensuite séparé par centrifugeage. Dans un autre procédé, un solvant paraffinique est ajouté à la mousse dans le but de réduire la densité et la viscosité du bitume et de favoriser la floculation des solides en suspension et la séparation de l’eau. 

Les installations d’extraction, de traitement des mousses et des produits de queue traitent d’importants volumes de sable, fonctionnent à hautes températures et l’écoulement des fluides y est plus grand. Elles sont donc exposées à l’érosion et à la corrosion, ainsi qu’à la  et corrosion localisée provoquée par l’écoulement (CLPE).

2.5. Installations de traitement

Les raffineries sont conçues pour ne traiter que des bruts spécifiques. Le bitume des sables bitumineux a une faible densité API, une viscosité élevée, une forte teneur en soufre et en métaux et un indice d’acide élevé comparativement à la plupart des pétroles obtenus de manière conventionnelle. Le bitume ne satisfait pas les exigences de production de certaines raffineries (voir tableau 2). De plus, le brut extra-lourd ne satisfait pas les spécifications minimales des oléoducs pour ce qui est du transport. Avant de pouvoir être transporté par oléoduc jusqu’à la raffinerie, le bitume doit être dilué ou traité. Le bitume (obtenu par extraction) est dilué avec du naphtha, un pétrole brut synthétique léger, d’autres hydrocarbures légers ou des condensats de gaz naturel. Le bitume ainsi dilué est souvent appelé dilbit, synbit ou dilsynbit, selon les matières utilisées pour en réduire la viscosité et la densité, afin de satisfaire les spécifications des oléoducs.   

Le pétrole brut peut aussi être traité à proximité des installations de production. Les installations de traitement sont essentiellement des éléments de raffinerie standards qui ont été déplacés en amont pour permettre la conversion de bitume non transportable en pétrole brut prêt pour l’oléoduc ou la raffinerie. Des procédés ont été mis au point pour transformer les hydrocarbures lourds en hydrocarbures légers. Le traitement permet de transformer le bitume en hydrocarbures (naphtha, fuel léger (LGO) et fuel lourd (HGO)), qui sont mélangés pour former des bruts transportables, que l’on appelle pétrole brut synthétique. Ce procédé de traitement comprend deux principales étapes : le traitement primaire et le traitement secondaire. Le traitement primaire permet de produire le brut sulfureux (qui contient plus de 0,5 % de composés sulfurés) et le traitement secondaire, le brut peu sulfureux (qui contient moins de 0,5 % de soufre). Les procédés de traitement peuvent exiger plusieurs unités, les principales étant décrites dans les paragraphes qui suivent. D’autres unités peuvent aussi être utilisées dans les installations de traitement.

2.5.a. Unité de distillation atmosphérique (UDA)

Le bitume est un mélange d’hydrocarbures ayant des points d’ébullition différents. La distillation est un procédé ordinaire qui permet de les séparer en diverses fractions.  La température, dans les tours de distillation, varie, le bas de la tour étant le plus chaud et le haut, le plus frais. La première étape du traitement du bitume consiste à retirer le naphtha selon un procédé de distillation simple. Une pompe de charge envoie le bitume des réservoirs de stockage dans un four où il est chauffé à une température pouvant atteindre 750 °F, puis dans la colonne de distillation. Les produits sont séparés à diverses températures dans l’unité de distillation. Par exemple, entre 305 et 325 °F, le naphtha et le kérosène se séparent. Les résidus du fond de l’UDA sont envoyés à l’unité de distillation sous vide (UDV).  Le tableau 5 présente les matériaux utilisés dans une UDA ainsi que les principaux types de corrosion qui s’y produisent.

2.5.b. Unité de distillation sous vide (UDV)

Alors qu’ils sont encore chauds, les résidus de l’UDA sont acheminés dans l’UDV, où la pression est maintenue à un niveau inférieur à la pression atmosphérique par une pompe à vide.  À cette pression moindre, les parties les plus légères des résidus de l’UDA se vaporisent sans craquage (division des plus grosses molécules d’hydrocarbure en molécules plus petites). Les autres composants de l’UDV sont similaires à ceux de l’UDA. Les vapeurs, en haut de l’UDV, sont condensées en fuels lourds et légers, en kérosène et en naphtha.  Le diamètre des colonnes de distillation sous vide va en général jusqu’à 14 m (46 pieds), la hauteur est en général de 50 m (164 pieds), et le débit d’alimentation peut aller jusqu’à 25 400 m³ par jour (160 000 barils par jour).  Les résidus de l’UDV sont utilisés comme charge d’alimentation dans les unités de craquage catalytique, les unités de craquage thermique, les unités de cokéfaction et les unités d’hydrotraitement.

La conversion du bitume extrait des sables bitumineux canadiens en SCO pour transport par pipeline exige une importante réduction du poids moléculaire et le retrait des  hétéroatomes qui ne sont pas propres aux pétroles lourds. D’autres composants, comme les chlorures et les acides naphténiques, sont aussi présents dans le bitume et peuvent entraîner des problèmes pendant le traitement. Le bitume de l’Athabasca contient de fortes concentrations de composés acides, comme l’indique son indice d’acide, qui se situe autour de 4 à 5 mg KOH/g pétrole. Les acides naphténiques se concentrent surtout dans la fraction gazole du courant d’hydrocarbures et ils peuvent provoquer de la corrosion dans les tours de distillation sous vide, perturbant ainsi de façon significative les unités de traitement. Une analyse détaillée des produits extraits de gazoles ayant subi un traitement thermique par spectromètre de masse à résonnance cyclotonique ionique à haut champ et transformée de Fourier a révélé que les acides naphténiques légers pouvaient être responsables de la plus grande partie de la corrosion à haute température se produisant dans les UDV, alors que les acides naphténiques plus lourds pouvaient s’avérer relativement bénins. Les essais habituels des indices d’acide ne font pas de différences entre les acides naphténiques légers et lourds. Le tableau 5 présente les matériaux utilisés dans une UDV ainsi que les principaux types de corrosion qui s’y produisent.

2.5.c. Unité de craquage catalytique  (UCC)

Dans une unité de craquage catalytique, les molécules de gazole lourd sont décomposées (craquées) en molécules plus petites d’hydrocarbures, en présence d’un catalyseur et ce, à haute température et sous pression. Le principal objectif du craquage catalytique est de convertir le pétrole lourd en essence. La température, dans l’UCC, est maintenue entre 900 et 1100 °F. Diverses molécules plus petites, dont le méthane, des oléfines, des hydrocarbures aromatiques, des naphthènes, des résidus et du coke se forment dans ce procédé. Le tableau 5 présente les matériaux utilisés dans une UCC ainsi que les principaux types de corrosion qui s’y produisent.

2.5.d. Unité de craquage thermique (UCT)

Le craquage thermique permet, lui aussi, de décomposer les grosses molécules d’hydrocarbures en molécules plus petites dans des conditions de températures élevées similaires à celles de l’UCC, mais à des pressions un peu moins fortes et sans catalyseur. Les unités de craquage thermique (UCT) sont dotées de fours et de chambres de réaction. La température dans le four varie de 960 °F à 1020 °F.  La charge chauffée est envoyée dans la chambre de réaction, où  la pression est en général de 100 psia, pour permettre le craquage.  Les produits provenant de la chambre de réaction sont refroidis rapidement (ou « trempés ») pour arrêter la réaction. Les UCT produisent des hydrocarbures similaires à ceux produits par les UCC et les produits sont soumis aux mêmes traitements que ceux émanant des UCC. Le tableau 5 présente les matériaux utilisés dans une UCT ainsi que les principaux types de corrosion qui s’y produisent.

2.5.e. Unité de cokéfaction

L’unité de cokéfaction convertit le pétrole résiduel des UDV et des UDA en gaz d’hydrocarbures, naphtha, gazoles légers et lourds et coke de pétrole. Ce procédé craque aussi les molécules d’hydrocarbures à chaîne longue de la charge de pétrole résiduelle en molécules à chaîne plus courte. Il existe trois types d’unité de cokéfaction : unité de cokéfaction retardée, unité de cokéfaction fluide et flexicoker. Le tableau 5 présente les matériaux utilisés dans une unité de cokéfaction  ainsi que les principaux types de corrosion qui s’y produisent.

2.5.f. Unité d’hydrotraitement (UH)

Les unités d’hydrotraitement retirent des hydrocarbures les composés de soufre et d’azote chimiquement liés. Le but du retrait des composés de soufre et d’azote est de réduire les émissions de dioxyde de soufre (SO₂) et l’oxyde d’azote (NO_x), d’empêcher l’empoisonnement des catalyseurs métalliques (platine et rhénium) et de respecter les limites de soufre dans le kérosène et le diesel. Dans les unités d’hydrotraitement, le flux d’hydrocarbure est mélangé à de l’hydrogène, porté à une température de 500 à 800 °F, mis sous une pression de 450 à 2000 psi et passé au-dessus d’un catalyseur. Les catalyseurs les plus utilisés sont les oxydes de cobalt et de molybdène sur alumine. Le tableau 5 présente les matériaux utilisés dans une UH ainsi que les principaux types de corrosion qui s’y produisent.

2.6. Réservoir de production

En sortant des unités de traitement (ou séparateurs), le pétrole brut arrive dans les réservoirs de production. On utilise des séparateurs du pétrole et de l’eau pour assurer que le pétrole brut soit d’une qualité suffisante pour être acheminé par pipeline. Souvent, le pétrole brut est entreposé dans le réservoir de production jusqu’à vérification de sa qualité. Dans les installations manuelles, le personnel mesure le pétrole et le vérifie pour déterminer s’il satisfait les spécifications établies par les exploitants des pipelines. Le personnel mesure le volume brut du produit, la température et la teneur de base en sédiments et en eau. Si le produit contenu dans le réservoir ne satisfait pas les spécifications requises, il peut être refusé, retraité ou mélangé jusqu’à ce qu’il satisfasse les exigences du pipeline. Ces mesures peuvent être évaluées automatiquement par une unité de production et comptage automatiques.

Lorsque les hydrocarbures satisfont les exigences de qualité, des quantités de produit (ou lots) entreprennent leur voyage à destination d’une raffinerie désignée ou d’un système d’oléoduc (voir section 2.9). Si la quantité de brut produite en un certain endroit ne justifie pas le coût des investissements dans la construction d’un pipeline, le brut pourra alors être transporté par camion ou par chemin de fer vers un centre de transport plus important.

Les réservoirs de production, les wagons-citernes et les camions citernes peuvent être corrodés là où l’eau s’accumule, au fond de la citerne. La présence de gaz acides (sulfurés ou non) et de microbes augmente les risques de corrosion.  De nombreux réservoirs de production, de camions et de wagons-citernes sont dotés de revêtements intérieurs visant à réduire au minimum les risques de corrosion interne en formant une barrière de protection physique contre l’eau.

2.7. Pipelines des eaux usées

L’eau produite est séparée du pétrole brut  en divers points, notamment dans les séparateurs et dans les unités de traitement du pétrole. Les pipelines des eaux usées transportent les eaux usées jusqu’à une installation d’évacuation (souterraine ou de surface), selon les règlements sur l’environnement spécifiques au site. Les eaux usées sont en général traitées pour en extraire certaines matières, comme les solides en suspension, le pétrole en suspension, le tartre, les matières bactériologiques et les gaz acides (CO₂ et H₂S). Le choix des matériaux pour les installations de surface (conduites, soupapes et raccords) servant à traiter l’eau avant de l’évacuer dépend de la pression limite, de la corrosivité du fluide, de l’endroit et du coût économique pendant la durée de vie. Les matériaux utilisés sont le ciment, le plastique, la fonte et l’acier au carbone. Les tuyaux en acier au carbone peuvent faire l’objet de corrosion interne, ce qui se contrôle par l’exclusion de l’oxygène.

2.8. Pipelines de produits de queue

Les pipelines de produits de queue sont une variante des pipelines des eaux usées.  Les produits de queue sont un mélange d’eau, d’argile, de boues et de sable fin qui reste une fois que le pétrole lourd est extrait des sables bitumineux.  Ces produits de queue sont déposés dans des bassins de retenue pour empêcher le pétrole résiduel de s’échapper dans l’environnement. Il est important de prévoir des installations de stockage permanentes et sans danger pour les produits de queue, car si ces derniers ne sont pas adéquatement retenus, ils peuvent avoir des effets néfastes sur l’environnement. Les produits de queue sont transportés entre les installations d’extraction des sables bitumineux et les bassins par des pipelines (pipelines de produits de queue ou de boues). En général, les pipelines de boues sont conçus en fonction de la vitesse minimale à  laquelle les solides ne se déposent pas (soit entre 1,2  et 1,3 m/s), de la vitesse maximale à laquelle l’érosion commence à être le principal problème (soit à 5 m/s, selon la dimension des particules et leur densité), de la pente maximale que le pipeline peut tolérer, et des pompes et soupapes qui sont compatibles avec le fonctionnement du pipeline. Les pipelines de produits de queue sont sujets à l’érosion et à la corrosion. Le début des pipelines de produits de queue, au départ de l’installation d’extraction, a subi de la corrosion due à l’oxygène, ce qui a entraîné une perte de métal encore plus importante du fait de l’érosion et de la corrosion.

2.9. Oléoducs

Les oléoducs sont la principale méthode de transport des hydrocarbures entre les installations de production des champs pétrolifères et le lieu où ils sont utilisés comme carburants ou sont raffinés en produits de plus grande valeur. Les oléoducs représentent le mode de transport le plus efficace pour d’importantes quantités de pétrole brut. Les oléoducs présentent plusieurs avantages au chapitre du transport du pétrole : les frais de transport par oléoduc sont moins élevés que par tout autre mode de transport, la quantité d’énergie nécessaire à l’exploitation des oléoducs est inférieure à celle requise pour l’exploitation d’autres modes de transport, et les oléoducs sont sûrs, fiables et moins sensibles  à l’inflation que les autres modes de transport. Les oléoducs en général offrent la plus grande fiabilité de service comparativement à tous les autres modes de transport de surface. Les oléoducs de transmission sont ceux qui offrent  la meilleure performance dans la catégorie des oléoducs.

Les produits liquides sont acheminés par oléoducs grâce à la pression différentielle assurée par les pompes. Des pompes sont utilisées tout le long de l’oléoduc pour contrôler le débit et la pression, ainsi que pour surmonter les gradients de pression hydrostatique (élévation). Le nombre total de stations de pompage nécessaires pour acheminer le pétrole brut sur de longues distances dépend de la pression d’exploitation maximale admissible du tuyau, des gradients de pression hydrostatique le long de l’oléoduc et de la baisse de pression d’exploitation prévue le long de l’oléoduc. La conception de l’oléoduc représente un équilibre entre le coût en capital et les frais d’exploitation pour ce qui est du diamètre, de l’épaisseur des parois, de la dénivellation, des coûts en énergie et des installations de pompage. Dans le cas des pipelines transportant des liquides, les stations de pompage sont en général installées tous les 40 à 60 miles.

Le fonctionnement des oléoducs est strictement contrôlé dans des conditions de fonctionnement normal établies. Avec l’avancement des technologies d’automatisation et de communication, la plus grande partie du fonctionnement des oléoducs, comme le démarrage et l’arrêt des pompes, l’ouverture et la fermeture des soupapes, la surveillance et l’évaluation des conditions des oléoducs se fait à distance, sous le contrôle permanent d’employés qualifiés travaillant dans un centre de contrôle. Les tâches habituelles d’un centre de contrôle sont la planification et l’ordonnancement du fonctionnement, la surveillance et le contrôle de l’oléoduc et l’intervention en cas de problème, ainsi que les tâches planifiées (ramonage ou autres tâches d’entretien de l’oléoduc) ou non planifiées (déclenchement automatique de dispositifs de sécurité).

La qualité du pétrole brut est importante, étant donné que chaque type de pétrole brut donne des produits raffinés différents. Les pipelines de brut ont des exigences de qualité. Ces exigences de qualité se fondent, pour la plupart, sur une densité spécifique et sur la teneur en soufre du pétrole brut. La densité et la densité spécifique du produit se mesurent aux points d’injection et de livraison (points de transfert de prise en charge) des oléoducs et en divers points intermédiaires pour  les besoins du suivi des lots.

Dans les canalisations multi produits, différentes qualités de pétrole brut sont acheminées de bout en bout en lots successifs. Lorsqu’un produit ou type de brut en suit un autre, il se produit inévitablement un certain mélange. Ce volume de mélange de fluides est appelé mélange ou matière d’interface. Les mélanges sont traités différemment, selon leur qualité. En général, il est ajouté au lot de brut de qualité moindre, mais peut aussi être séparé dans un réservoir à mélange pour être traité séparément.

Le risque de corrosion dans les oléoducs est faible, étant donné que la plupart des matières corrosives et érosives est retirée en amont des oléoducs lorsqu’il s’agit de respecter les spécifications de qualité pour le transport (limite de 0,5 % par volume pour BS&W). De plus, les oléoducs ne transportent que peu de CO₂ ou H₂S et sont utilisés à des températures trop faibles pour que les espèces corrosives comme l’acide naphténique ou le soufre puissent influencer la corrosion. 

2.10. Raffineries

Le pétrole brut en provenance des oléoducs est séparé et raffiné en plusieurs autres produits dans les raffineries.  Les raffineries de pétrole sont d’importants complexes industriels comportant de nombreuses conduites pour le transport de différents fluides entre grandes unités de traitement.  La complexité des raffineries dépend du type de pétrole brut traité et des types de produits fabriqués.  Les raffineries de pétrole transforment en général entre 0,1 million de barils et 2 millions de barils de pétrole brut par jour en produits pétroliers utiles. Étant donné cette capacité, les unités de raffinage sont, pour la plupart, exploitées en continu. Cette capacité fait aussi que l’optimisation des procédés et le contrôle évolué des procédés soit souhaitable. 

Le nombre et la nature des unités de traitement d’une raffinerie déterminent sa complexité relative. En général, les raffineries sont classées comme raffinerie simple (avec des unités de distillation du brut, de reformage catalytique et d’hydrotraitement des distillats), raffinerie complexe (avec, en plus des unités des raffineries simples, des unités de craquage catalytique, des installations d’alkylation et des unités de traitement des gaz) et raffinerie très complexe (avec, en plus des unités des raffineries complexes, une unité de cokéfaction).  Ainsi, selon leur nature, les raffineries peuvent comprendre diverses unités; certaines des unités ordinaires contiennent un dessalinateur, une UDA, une UDV, une unité d’hydrotraitement, une unité de reformage catalytique, une UCC, une UCT, une unité d’hydrocraquage, une unité de craquage à  la vapeur, un viscoréducteur (réducteur de la viscosité), une unité Merox (oxydation de mercaptans), une unité de cokéfaction, des installations de gaz, une unité d’alkylation, une unité d’isomérisation, une unité de traitement des gaz, des colonnes de désulfuration à la vapeur, une installation de production de soufre selon le procédé Claus, des échangeurs thermiques, des tours de refroidissement, des unités d’extraction des solvants, des unités de reformage de la vapeur, une unité de polymérisation et des canalisations reliant entre elles les diverses unités  énumérées ci-dessus. Le tableau 5 présente les matériaux utilisés dans les différentes unités des raffineries ainsi que les principaux types de corrosion qui s’y produisent.

2.11. Réservoirs de stockage du pétrole et des produits

Le pétrole et les produits des raffineries sont en général stockés dans des réservoirs de stockage en acier au-dessus du sol. Les réservoirs de stockage jouent le rôle de tampon entre l’offre des raffineries et la demande des utilisateurs. Par exemple, la demande en essence est en général plus forte l’été, alors que celle en huile de chauffage est en général plus forte en hiver. Les réservoirs de stockage sont conçus pour stocker le pétrole raffiné des raffineries. Ces réservoirs sont construits en groupes, que l’on appelle parcs de stockage. Ces réservoirs peuvent avoir 14 m de haut et 100 m de largeur.  La dimension des réservoirs dépend de la demande journalière  moyenne en pétrole, de la durée des cycles, du stock de sécurité, des résidus de stockage et de la marge de remplissage sécuritaire. La durée des cycles est le temps qui s’écoule entre les livraisons des lots d’un certain produit. Les réservoirs de pétrole sont recouverts de toits fixes ou flottants pour éviter l’évaporation et réduire les risques d’incendie. Tout comme les réservoirs de production, les réservoirs de stockage peuvent subir une corrosion causée par l’accumulation d’eau ou de sédiments au fond du réservoir. Pratiquement tous  les réservoirs de stockage modernes comprennent un épais revêtement intérieur sur le fond et les parois afin d’éviter le contact entre l’enveloppe de métal et toute accumulation d’eau ou de sédiment.

2.12. Pipelines des produits

À partir des raffineries ou des réservoirs de stockage, les produits sont transportés jusqu’aux centres de distribution des produits ou terminaux.  Les terminaux de produits sont plus dispersés que les raffineries. Les oléoducs représentent le mode de transport le plus fiable et le plus économique d’importants volumes de produits pétroliers. Toutefois, le coût des investissements lié à la construction des oléoducs limite leur utilisation aux endroits où de très importants volumes de produits doivent être transportés pendant des périodes prolongées, en général pendant plus de 15 à 20 ans. Lorsque le volume des produits pétroliers ne justifie pas la construction d’un oléoduc, les produits pétroliers sont transportés jusqu’au terminaux à travers le pays par camions et wagons et sur l’eau, par bateau-citerne. Étant donné que le produit est raffiné et que la qualité en est strictement contrôlée, le risque de corrosion interne est très faible dans les pipelines des produits.

2.13. Terminaux

Le terminal est le point où les produits pétroliers sont stockés avant la distribution finale aux clients. Du fait de la réduction importante des terminaux au cours des 20 dernières années, sur certains marchés, il se peut qu’il n’existe qu’un seul terminal dans une ville et que tous les négociants y stockent leurs produits. Chaque produit a un système de livraison différent à partir du terminal, selon sa clientèle. Par exemple, le carburant aviation est souvent transporté par oléoduc directement jusqu’à l’aéroport. Le carburant diesel est distribué par des points de vente au détail raccordés aux terminaux.  Les véhicules peuvent faire le plein aux points de détail. Le diesel peut aussi être livré par camions au réseau de distribution (stations-service), où  les clients peuvent faire le plein. L’essence est le produit pétrolier le plus visible et le plus utilisé, qui dispose du réseau de distribution le plus étendu. Avant que l’essence ne sorte du terminal, certains détaillants peuvent lui ajouter des optimisateurs du rendement, afin de se démarquer de leurs concurrents. La formule de ces produits chimiques est confidentielle et propre à une marque ou à une société. Tout comme les réservoirs de production, les réservoirs de stockage ne souffrent de corrosion que si l’on laisse l’eau s’accumuler au fond.

3. Discussion

À partir du moment où la mèche ou la pelle mécanique entre en contact avec un hydrocarbure brut dans son environnement naturel, ces ressources naturelles sont exposées à une vaste plage de températures, de débits, de vecteurs de transport, de conditions de stockage et de traitement. Ces substances sont nettoyées, raffinées et purifiées de façon incrémentielle selon une multitude de procédés jusqu’à ce qu’elles soient finalement prêtes à la vente aux consommateurs sous forme de carburants utiles et de lubrifiants, ou comme charge d’alimentation aux utilisateurs de l’industrie pétrochimique. Cette myriade de conditions peut s’accompagner de possibilités tout aussi variées de corrosion, notamment la corrosion générale, la corrosion profonde localisée, la corrosion intergranulaire, l’érosion-corrosion, la corrosion localisée provoquée par l’écoulement, la fatigue due à la corrosion, la corrosion galvanique, la corrosion à haute température et la corrosion microbiologique.

Bien qu’il puisse se produire plusieurs types de corrosion aux différents stades du traitement et du transport, le risque relatif de corrosion diminue en général du fait que les hydrocarbures soient de plus en plus raffinés. Les oléoducs en aval du traitement local sont ceux qui présentent le moins de risque de corrosion du fait que les matériaux corrosifs et érosifs sont réduits au minimum; les conditions d’exploitation des pipelines sont des conditions moins marquées [plus faible teneur en eau (en général inférieure à 0,5 % par volume) et températures plus basses (en général inférieures à 50°C)], selon lesquelles les principales espèces corrosives (acide naphténique et soufre) n’influencent pas la corrosion. 

Même si les températures élevées et les hautes pressions propres aux raffineries présentent le plus grand risque de corrosion, ces procédées font l’objet de la surveillance et de contrôles chimiques et physiques du plus haut niveau qui soit. On a en outre remarqué que la teneur totale en acide naphténique dans certains pétroles bruts peut ne pas entraîner de plus hauts taux de corrosion, étant donné que la recherche continue révèle que seules certaines espèces d’acides naphténiques sont corrosives dans certaines conditions prévalant dans les raffineries.

4. Résumé

• Entre le puits et la roue, le pétrole brut est exposé à diverses conditions d’exploitation. Ces conditions influencent le type de corrosion qui se produit.
• Du fait du sable et de la vitesse, il y a usure, érosion et corrosion.  Ces conditions prévalent dans les pipelines d’hydrotransport, dans les installations de traitement, dans les  pipelines des boues et d’évacuation des eaux usées utilisés en amont des oléoducs.
• La teneur en eau (en général inférieure à 0,5 %), le débit (en général inférieur à 3 m/s), et la température (en général inférieure à 50°C) des oléoducs les rendent moins susceptibles à la corrosion.  Il peut se produire une corrosion localisée dans les parties basses de l’oléoduc si l’eau s’y dépose et y reste. 
• L’acide naphténique n’est pas corrosif dans les conditions des pipelines.
• Dans les raffineries en aval des pipelines, il peut y avoir des conditions de températures élevées et de hautes pressions. Dans de telles conditions, l’acide naphténique et le soufre peuvent s’avérer corrosifs.

5. Remerciements

Les auteurs tiennent à remercier Trevor Place, Enbridge Pipelines et Bill Santos, CanmetMATÉRIAUX, de leurs précieuses contributions à cette communication.

6. Références

1. Canadian Upstream Oil and Gas Industry Financial Performance – Outlook 2006-2008 – Étude réalisée pour la Canadian Association of Petroleum Producers, mars 2006, http://www.capp.ca.
2. Oilsands Workshop SPP Report, Oilsands Experts Group Workshop, Security and Prosperity Partnership of North America, Houston (Texas), 24-25 janvier 2006.  Direction des ressources pétrolières, Division du pétrole, 580, rue Booth, Ottawa. Tél. : 992-8642.
3. A.I.S. Williamson, Degradation Mechanisms in steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) Wells, NACE, Northern Area Western Conference, Calgary (Alberta), 6-9 février 2006.
4. M. Jones et R.J. Llewellyn, The NRC/Industry Mining Wear Materials Initiative and its Current Approach to Erosion-Corrosion Assessment of Materials for Slurry Service in Oilsands Operations, Northern Area Western Conference, Calgary (Alberta), 6-9 février 2006.
5. P. Rahimi, T. Alem, et R. Rodgers, Thermal Susceptibility of Naphthenic Acids in Gas Oil Fractions of Heavy Oils and Bitumen, NACE-NAEC 2012, Toronto (Ontario) Canada, 28-31 octobre 2012.
6. P. Rahimi, T. Kayukawa, et T. Alem, New Method for Quantitative Measurements of Corrosive and Non-Corrosive Naphthenic Acids in Bitumen and Heavy Gas Oil, NACE-NAEC 2012, Toronto (Ontario) Canada, 28-31 octobre 2012.
7. P. Rahimi, T. Alem,  R. Sagato, et T. Blackmore, Investigation of High-Temperature Corrosion of Gas Oils Derived from Canadian Oilsands – Comparison with Known Corrosive Gas Oils, NACE-NAEC 2012, Toronto (Ontario) Canada, 28-31 octobre 2012.
8. PICon Journal, articles publiés dans PICon 2007 : Oilsands Pipelines, http://www2.nrcan.gc.ca/picon/Journal/2007/index.asp.

Tableau 1 : Comparaison du réseau du pétrole conventionnel et des réseaux des sables bitumineux.

Réseau du pétrole conventionnel	Réseau des sables bitumineux – Exploitation à ciel ouvert	Réseau des sables bitumineux – Production in situ
S.o.	Excavation par camion et pelle	S.o.
Tige de forage	S.o.	Tige de forage
Tube de revêtement	S.o.	Tube de revêtement
Tubes	S.o.	Tubes
Tubes de fonds de puits	S.o.	Tubes de fonds de puits
Tuyau d’acidification, traitement et injection de l’eau	S.o.	Générateurs et injecteurs d’eau
Tête de puits	S.o.	Tête de puits
Pipelines de production	Transporteur à courroie ou pipeline d’hydrotransport	Pipelines de production
Séparateurs de pétrole	Extraction, traitement des mousses et des produits de queue, ajout de diluant	Séparateurs de pétrole, ajout de diluant
S.o.	Réservoirs de stockage	Réservoirs de stockage
S.o.	Installations de traitement	Installations de traitement
Réservoirs de stockage	Réservoirs de stockage	Réservoirs de stockage
Pipelines des eaux usées	Pipelines de produits de queue	Pipelines des eaux usées
Oléoducs	Oléoducs	Oléoducs
Stations de pompage	Stations de pompage	Stations de pompage
Réservoirs de stockage du pétrole	Réservoirs de stockage du pétrole	Réservoirs de stockage du pétrole
Raffineries	Raffineries	Raffineries
Pipelines des produits	Pipelines des produits	Pipelines des produits
Terminaux	Terminaux	Terminaux
S.o.	Pipelines des diluants	Pipelines des diluants

Tableau 2 : Caractéristiques du brut ordinaire et des bruts extraits du bitume.

Caractéristiques	Bitume		Dérivé du bitume		Brut de référence (West Texas Intermediate)
	Bitume de l’Athabasca	Bitume de Cold Lake	Mélange de Cold Lake	Sweet Blend
Densité API	7,9	11,0	23,1	31,8	40,8
Densité	1,0151	0,9928	0,915	0,8663	0,8212
Soufre, % poids	4,9	4,6	3,5	0,1	0,3
Azote, ppm	4 000	3 740	3 230	630	800
Vanadium, ppm	222	182	152	<0,4	1,6
Nickel, ppm	87	65	57	<0,4	1,6
Asphaltène, % poids	17,5	16,0	13,4		0,1
Indice d’acide	3	1	0,8
Sel, lb/1000 barils	40	20	15-20

Tableau 3 : Conditions d’exploitation et problèmes de corrosion interne.

Secteur*	Conditions d’exploitation normales								Corrosion habituelle
	Temp. °C	Pression, psi	Teneur en eau, %	Teneur en CO2	Teneur en H2S	Teneur en chlorures	Teneur en solides, %	Écoul- ement
Exploitation à ciel ouvert	Ambiante	Atmosphérique	Trace	Variable	Variable	Variable	100	N/A	Usure et érosion
Pipeline d’hydro-transport	75-90	Élevée	Supérieure à 50	Variable	Variable	Variable	35	3 à 6 m/s	Érosion et érosion-corrosion
Production in situ	Voir tableau 4
Pipeline de pétrole brut lourd	40-60	Élevée	1 à 5	Variable	Variable	Variable	1-5	3 à 6 m/s	Corrosion lorsque l’eau se précipite
Extraction, traitement des mousses	75	Atmosphérique	30 à 40	Variable	Variable	Variable	25	Turbulent	Corrosion et érosion
Traitement	Voir tableau 5
Réservoirs de production	Ambiante	Atmosphérique	1 à 5	Trace	Inférieure à 0,5%	Variable	1-5	Stagnant	Corrosion lorsque l’eau se précipite
Pipelines des eaux usées	Ambiante	Élevée	30 à 50	Inférieures aux règlements sur l’environnement			10	3 à 6 m/s	Érosion et corrosion
Pipeline des produits de queue	75	Élevée	30 à 50				25-30	3 à 6 m/s	Érosion et corrosion
Oléoducs	25 – 30	1500	Inférieure à 0,5	Inférieure à 0,5	Inférieure à 0,5	Variable	Inférieure à 0,5	3 m/s	Corrosion lorsque l’eau se précipite
Raffinerie	Voir tableau 5
Réservoirs de stockage du pétrole	Ambiante	Atmosphérique	1 à 5	Trace	Inférieure à 0,5%	Variable	1-5	Stagnant	Corrosion lorsque l’eau se précipite
Pipelines des produits	25 à 30	800	Trace	Nul	Nul	Nul	Nul	3 m/s	Corrosion lorsque l’eau se précipite
Terminal	Ambiante	Atmosphérique	Trace	Nul	Nul	Nul	Nul	Stagnant	Corrosion lorsque l’eau se précipite

*Pratiquement toutes les unités (à moins d’indication contraire dans le tableau 5) sont fabriquées en acier au carbone.

Tableau 4 : Conditions d’exploitation d’un DGMV ordinaire.

Section*#	Température,°C	Pression, kPa	Pourcentage d’eau	Pourcentage de CO2, ppm	Pourcentage de H2S, ppm	Chlorure, ppm
Tubes d’injection –haut	235	5 000	~95 sous forme de vapeur	Venant du générateur à vapeur	Trace à l’étape de la circulation	Aucun
Tubes d’injection /anneau de revêtement - haut	235	4 000	~95 sous forme de vapeur	Venant du générateur à vapeur	Trace à l’étape de la circulation	Aucun
Injection puits horizontal à puits vertical dans la chaîne d’injection	235	2 750	90-92 sous forme de vapeur	Venant du générateur à vapeur	Trace à l’étape de la circulation	Aucun
Injection,  puits horizontal à puits vertical à l’extérieur de la chaîne d’injection	235	2 750	90-92 sous forme de vapeur	Petite quantité se dégageant du réservoir	Petite quantité se dégageant du réservoir	Petite quantité de l’eau de la formation
Injection – anneau de revêtement intermédiaire	8 à 235	2 750	90 – 92	Gazoduc de qualité	Gazoduc de qualité	Aucun
Production puits horizontal à puits vertical à l’extérieur de la chaîne de production	230	2 700	Vapeur condensée	~7	-	~1 000
Production, puits horizontal à puits vertical dans la chaîne de production	230	2 700	Vapeur condensée	~7	~4	~1 000
Production – fin de la chaîne de d’ascension par poussée de gaz	230	2 100	Vapeur condensée	~2	~1	~1 000
Production intermédiaire – anneau de revêtement	6 à 230	2 100	Vapeur condensée	~2	~1	Aucun
Tubes de production  – haut	230	800	Vapeur condensée	~2	~1	~1 000

*Écoulement relatif : gaz en solution DGMV : 1 et gaz de fluidisation DGMV : 8.
#Les matériaux de construction sont, pour la plupart, de l’acier au carbone.

Tableau 5 : Conditions d’exploitation des raffineries*.

Unité	Matériau	Température**, °C	Pression**, psi	Indice de corrosion**, m/a	Type de corrosion habituel	Effet dû surtout
Dessalinateur	Acier au carbone	50	50	200	Corrosion profonde localisée	Sel
Distillation atmosphérique	Acier au carbone, aciers Cr-Mo, 12 Cr, acier inoxydable 136, monel, et alliage cuivre-nickel 70-30	371	50	315	Corrosion profonde localisée, et corrosion localisée provoquée par l’écoulement  (CLPE)	Acide naphténique et soufre, HCl dans les distillats de tête
Distillation sous vide	Acier au carbone, acier 9Cr-1Mo et acier inoxydable austénitique	400	10	~417	Corrosion profonde localisée	Acide naphténique, soufre, HCl dans les distillats de tête
Craquage catalytique	Acier au carbone et  acier inoxydable avec revêtement réfractaire, Inconel 625, alliage 800	600	100		SCC intergranulaire, graphitisation, érosion
Craquage thermique		600	100
Hydro-traitement	Acier au carbone, aciers Cr-Mo, alliage 825, acier inoxydable 321, acier inoxydable 347, alliage 800, alliage 800H	670	2 000	~137	SSC, SCC, flocons dus à l’hydrogène, corrosion profonde	H2S, acide polythionique et sels d’ammonium
Hydro-désulfuration	Acier au carbone, acier inoxydable 316L, acier inoxydable 405, alliage 825, 9Cr-Al, et SA 268 graphitisé	593	750	383	Craquage intergranulaire, corrosion profonde localisée	H2S
Reformage catalytique	Acier au carbone et acier 2.25 Cr 1 Mo	650	360	48	Poussière de métal,  cémentation et corrosion profonde localisée	Chlorure, ammoniac, produits caustiques
Visco-réducteur	Acier au carbone	220		16
Unité de cokéfaction	Acier au carbone	300		20	Oxydation à haute température et sulfuration	H2S
Alkylation	Acier au carbone, alliage 400 et Monel 400	188	60	100	Corrosion profonde localisée	SO2 et acide (sulfurique et hydro-fluorique)
Traitement des gaz	Acier au carbone	128	1 250	10	Corrosion profonde localisée	H2S, CO2, amine
Colonne de désulfuration à la vapeur	Acier au carbone, acier inoxydable 316L, alliage 825, Ni-alliage C-276, alliage 2205, alliage 2507 et titane qualité 2	245	100	85	Corrosion profonde localisée, érosion-corrosion	H2S, écoulement  et chlorure
Récupération du soufre	Acier au carbone, acier inoxydable 304L, réfractaire	121		16	Corrosion profonde localisée	H2S

*Communications présentées dans le cadres des symposiums NACE STG 34 entre 1996 et 2011;
**max.