Risorse tecniche

ZERON® 100 Oil and Gas ProductionZERON® 100 – Production de pétrole et de gaz


In the oil and gas industry there are a range of fluids that can vary in corrosivity, productions fluids typically contain water which causes the corrosion. There are also a number of other factors which lead to corrosion including drilling muds, completion fluids, packer fluids, acidizing fluids and injection waters , these can all contain chlorides varying from a few hundred mg/L to 200,000 mg/L. Acid gases, such as CO2 and H2S, reduce pH. Usually the pH ranges from 3-6 depending on temperature and pressure.  Temperatures are another factor that can vary and have detrimental effects.


Created in the 1980s ZERON® 100 is a super duplex stainless steel that is extremely strong and corrosion resistant and has been used in oil and gas production environments for over 20 years. Production environments often operate at temperatures greater than 100°C and ZERON® 100 has been proven to work much more effectively than other alloys. Wall thickness can be reduced when using ZERON® 100, which reduces material costs, fabrication costs and reduces weight. As a result ZERON® 100 has been used for numerous purposes including manifolds and process pipework on offshore platforms.

Photo-2Water Composition

Gas fields that don’t produce formation water will instead produce condensed water.  Usually containing small amounts of chloride the pH will be typically low. In contrast when formation water is produced the chlorides can vary from 5,000 to 200,000 mg/L and bicarbonate ions are usually present. This usually increases the pH to somewhere between 4.0 and 6.0, at temperature and pressure.

Sometimes seawater is injected to maintain well pressure, when this happens it can break through into production fluids. Seawater contains an estimated 19,000 mg/L of chlorides, which mix with those in the formation water, lowering or increasing the average chloride content. Bicarbonate ions, also present in seawater, will produce a pH above 4, which is why the conditions will be somewhat more aggressive.

To determine whether an alloy is suitable for use it has to pass through a Corrosion testing phase. However, recent studies prove resistance to sulphide stress corrosion cracking of stainless steels increases as the pH increases and the chloride content decreases.


Sweet Environments

Duplex stainless steels are usually used ahead of carbon steels because corrosion by moist CO2 is hard to control at higher temperatures and pressures. ZERON® 100 has excellent resistance to CO2.

The high strength of ZERON® 100 has resulted in it being used for a number of sweet production systems due to its weight and potential savings.

Photo-1Sour Environments

It’s been found that corrosion cracking resistance is highly dependent on temperature, with varying alloy groups reacting differently. Typically, the critical temperature for duplex stainless steels is between 70°C to 110°C.

In lightly cold worked condition alloys sulphide cracking occurs above the line for each alloy. Results show a curve in the range of 70°C to 100°C which is caused by the differences in test methods and environmental conditions.

For heavily cold worked materials results show the resistance to SSCC decreases as the temperature increases. For 25% Cr duplex alloys the heavily cold worked material is considerably more prone to SSCC than an annealed alloy, which illustrates the environmental variable of temperature is linked to metallurgical variables.

Following 15 years of testing, results show ZERON® 100 can be used to much higher H2S limits specified in ISO 15156 and at lower chloride contents. All tests were performed at the most susceptible temperature for SSCC, 80°C to 100°C.

ZERON® 100 welds have also been thoroughly tested. Made using ZERON® 100 consumables tests were performed in the as-welded condition. Results show none of the welds to be more susceptible to SSCC to the parent metal.

Pitting Corrosion

Numerous tests have been performed on ASTM G30 U-bend specimens of three cold worked alloys. The three alloys are: 22% Cr duplex, a low alloy 25% Cr duplex and ZERON® 100.  The test solution was a synthetic downhole brine containing 46,000 mg/l chloride, 93 bar CO2 and three levels of H2S, whilst the materials tested were nominally cold worked to yield strength. The tests were conducted at 121°C for 30 days.

The tests revealed deep pitting occurred on both the 22% Cr alloys and one of the 25% specimens. A number of the ZERON® 100 samples displayed no pitting, which indicates increasing resistance to pitting as the PREN of the alloy increased.


Along with oil, water and gas, sand is usually present in the oil and gas production environments. This can result in serious erosion corrosion problems at higher rates.

External Corrosion

A number of external chloride corrosion cracking of hot pipes has occurred in duplex and superduplex stainless steel. Research conducted in the UK has highlighted that cracking can occur with all duplex stainless steels at temperatures greater than 70°C when stressed to 90% of the 0.2%proof stress. Results suggest there’s no risk of external chloride SCC up to 100°C when stressed to 70% of the 0.2% proof stress. But, it’s worth noting seawater ingress rate is vital as the surface must remain wet, whilst the solution must concentrate. If the rate is too low the surface will dry out, alternatively if it is too high the seawater won’t concentrate.

Coatings have helped to reduce the risk of bare pipes cracking. This can be achieved by using some form of paint, however at higher temperatures thermally sprayed aluminium has been used. For pipes that are insulated, it’s important to use non water-absorbent insulation with drainage at the bottom.


Used in sour production environments ZERON® 100 has high resistance to sulphide stress corrosion cracking, pitting and erosion corrosion. Its high strength means it can offer great reductions in wall thickness and cost compared to other materials, which is why it has also been used for numerous other procedures including piping, vessels, pumps, valves and manifolds.

For more information on using ZERON® 100 in oil and gas production or to buy this product then don’t hesitate to get in touch!Dans l’industrie du pétrole et du gaz, il existe tout un éventail de fluides de corrosivité variable, et les fluides de production contiennent généralement de l’eau qui est à l’origine de la corrosion. Il existe aussi plusieurs autres facteurs de corrosion, comme les boues de forage, les fluides de complétion, les fluides de packer, les fluides d’acidification et les eaux d’injection qui peuvent tous contenir des chlorures à raison de quelques centaines de mg/l à 200 000 mg/l. Les gaz acides, comme le CO2 et le H2S, réduisent le pH. Le pH oscille généralement entre 3 et 6 en fonction de la température et de la pression.  Les températures sont un autre facteur qui peut varier et qui peut avoir un impact négatif.


Créé dans les années 1980, le ZERON® 100 est un acier inoxydable super duplex à haute résistance mécanique et haute résistance à la corrosion qui est utilisé dans les environnements de production de pétrole et de gaz depuis plus de 20 ans. Dans les environnements de production, les températures sont souvent supérieures à 100°C et il a été démontré que le ZERON® 100 est bien plus efficace que d’autres alliages. L’épaisseur des parois peut être réduite grâce à l’utilisation de ZERON® 100, ce qui réduit les coûts des matériaux, les coûts de fabrication et les poids. Le ZERON® 100 a ainsi pu être utilisé pour de nombreuses applications, y compris les collecteurs et les tuyauteries de procédé sur les plateformes en mer.

Composition de l’eau

Les champs de gaz naturel qui ne produisent pas d’eau de formation produisent de l’eau condensée.  Cette eau contient généralement de faibles quantités de chlorure et son pH est bas. Par contre, quand de l’eau de formation est produite, les chlorures peuvent varier entre 5 000 et 200 000 mg/l et des ions de bicarbonate sont généralement présents. Ceci accroît généralement le pH à un niveau oscillant entre 4,0 et 6,0 en fonction de la température et de la pression.

De l’eau de mer est parfois injectée pour maintenir la pression du puits. Quand cela arrive, elle peut faire irruption dans les fluides de production. On estime que l’eau de mer contient 19 000 mg/l de chlorures qui se mélangent avec les chlorures présentes dans l’eau de formation, réduisant ou accroissant la teneur moyenne en chlorures. Les ions de bicarbonate, également présents dans l’eau de mer, entraîneront un pH supérieur à 4 et c’est pourquoi les conditions seront un peu plus agressives.

Pour déterminer si un alliage peut être utilisé, il doit passer une phase d’essais de corrosion. Néanmoins, des études récentes prouvent que la résistance à la corrosion fissurante sous tension par les sulfures augmente avec l’accroissement du pH et la baisse de la teneur en chlorure.


Environnements non corrosifs

On utilise généralement des aciers inoxydables duplex plutôt que des aciers au carbone parce que la corrosion par le CO2 humide est difficile à contrôler à des températures et des pressions élevées. Le ZERON® 100 présente une excellente résistance au CO2.

La résistance élevée du ZERON® 100 a conduit à son utilisation pour un certain nombre de systèmes de production non corrosifs du fait de son poids et des économies potentielles.

Environnements acides

Il a été constaté que la résistance à la corrosion fissurante dépend beaucoup de la température, avec différents groupes d’alliages qui réagissent différemment. Généralement, la température critique pour les aciers inoxydables duplex est comprise entre 70° et 110°C.

Dans les alliages ayant subi un travail à froid léger, la fissuration par corrosion par les sulfures survient au-dessus de la limite de chaque alliage. Les résultats font apparaître une courbe qui varie entre 70° et 100° du fait des différentes méthodes d’essais et conditions environnementales.

Les matériaux ayant subi un travail à froid lourd affichent une résistance à la corrosion fissurante sous tension par les sulfures qui va en diminuant à mesure que la température augmente. Avec les alliages duplex à 25 % de Cr, le matériau est considérablement plus enclin à la corrosion fissurante sous tension par les sulfures qu’un alliage recuit, ce qui illustre le fait que la variable de température est liée aux variables métallurgiques.

Après 15 ans d’essais, les résultats montrent que le ZERON® 100 peut être utilisé aux limites très élevées de H2S spécifiées dans la norme ISO 15156, avec des teneurs en chlorures plus faibles. Tous les essais ont été réalisés à la température la plus sensible pour la corrosion fissurante sous tension par les chlorures, soit 80° à 100°.

Les soudures de ZERON® 100 ont aussi fait l’objet d’essais poussés. Des essais sur des consommables fabriqués en utilisant du ZERON® 100 ont été réalisés en condition soudée. Les résultats montrent qu’aucune des soudures n’est plus susceptible à la corrosion fissurante sous tension par les sulfures que le métal parent.

Corrosion par piqûres

De nombreux essais ont été réalisés sur des exemplaires ASTM G30 courbés en U de trois alliages travaillés à froid. Ces trois alliages sont les suivants : duplex à 22 % de Cr, duplex à 25 % de Cr faiblement allié et ZERON® 100.  La solution d’essai était une saumure synthétique avec 46 000 mg/l de chlorure, 93 bar de CO2 et trois niveaux de HS2, tandis que les matériaux testés étaient des matériaux travaillés à froid jusqu’à leur limite d’élasticité nominale. Ces essais ont été menés à 121°C pendant 30 jours.

Les essais ont montré qu’une piqûration survenait à la fois sur les alliages à 22 % de Cr et sur un des modèles à 25 %. Plusieurs échantillons de ZERON® 100 n’avaient aucune piqûration, ce qui indique une résistance accrue à la piqûration avec l’augmentation du PREN de l’alliage.


Avec le pétrole, l’eau et le gaz, du sable est généralement présent dans les environnements de production de pétrole et de gaz. Ceci peut entraîner de graves problèmes d’érosion-corrosion présentant une rapidité accrue.

Corrosion externe

Un certain nombre de fissurations des tuyaux chauds par corrosion externe par les chlorures sont survenues avec l’acier inoxydable duplex et super duplex. Les recherches réalisées au Royaume-Uni ont mis en évidence le fait que des fissurations peuvent survenir avec tous les aciers inoxydables duplex à des températures supérieures à 70°C sous tension supérieure à 90 % de la limite conventionnelle d’élasticité à 0,2 %. Les résultats suggèrent l’absence de risque de corrosion fissurante sous tension par les chlorures externes jusqu’à 100 °C sous tension inférieure ou égale à 70 % de la limite conventionnelle d’élasticité à 0,2 %. Cependant, il convient d’indiquer que le débit d’entrée d’eau de mer est essentiel car la surface doit rester mouillée tandis que la solution doit atteindre la concentration requise. Si le débit est trop faible, la surface séchera et s’il est trop élevé l’eau de mer n’arrivera pas au niveau de concentration requis.

Les revêtements aident à réduire le risque de fissuration des tuyaux nus. Pour cela, il faut utiliser une peinture. Toutefois, à des températures plus élevées, c’est de l’aluminium pulvérisé qui a été utilisé. Pour les tuyaux qui sont isolés, il est important d’utiliser une isolation qui n’absorbe pas l’eau avec un drainage par le bas.


Utilisé dans les environnements de production acides, le ZERON® 100 a une résistance élevée à la corrosion fissurante sous tension par les sulfures, à la piqûration et à l’érosion-corrosion. Sa résistance élevée signifie qu’il permet des réductions importantes de l’épaisseur des parois et des économies significatives en matière de coût par rapport à d’autres matériaux, et c’est pourquoi il est utilisé pour de nombreuses autres applications, parmi lesquelles les conduites, cuves, pompes, vannes et collecteurs.

N’hésitez pas à nous contacter si vous souhaitez obtenir plus d’informations sur l’utilisation du ZERON® 100 dans le cadre de la production de pétrole et de gaz ou pour acheter ce produit !