Въпреки присъщата устойчивост на корозия на тръбите от неръждаема стомана, тръбите от неръждаема стомана, инсталирани в морска среда, изпитват различни видове корозия по време на очаквания им живот. Тази корозия може да доведе до неорганизирани емисии, загуба на продукти и потенциални рискове. Собствениците и операторите на офшорни платформи могат да намалят риска от корозия, като определят по-здрави материали за тръби, които осигуряват по-добра устойчивост на корозия. След това те трябва да останат бдителни, когато проверяват инжектирането на химикали, хидравлични и импулсни линии и оборудване за измерване на процеса и сензорно оборудване, за да се гарантира, че корозията не застрашава целостта на инсталираните тръбопроводи и компрометира безопасността.
Локализирана корозия може да бъде открита на много платформи, плавателни съдове, кораби и тръбопроводи в офшорни инсталации. Тази корозия може да бъде под формата на точкова корозия или корозия в пукнатини, всяка от които може да ерозира стената на тръбата и да причини освобождаване на течност.
Рискът от корозия е по-голям, когато работната температура на приложението се повиши. Топлината може да ускори разрушаването на защитния външен пасивен оксиден филм на тръбата, като по този начин насърчава образуването на точкова корозия.
За съжаление, локализираната питингова и пукнатинна корозия може да бъде трудна за откриване, което прави тези видове корозия по-трудни за идентифициране, прогнозиране и проектиране. Като се имат предвид тези рискове, собствениците на платформи, операторите и назначените лица трябва да бъдат внимателни, когато избират най-добрия материал за тръбопроводи за тяхното приложение. Изборът на материал е тяхната първа линия на защита срещу корозия, така че правилното определяне е важно. За щастие, те могат да изберат използването на много проста, но много ефективна мярка за локализирана корозия съпротивление, еквивалентното число на устойчивост на питинг (PREN). Колкото по-висока е стойността на PREN на метала, толкова по-висока е неговата устойчивост на локализирана корозия.
Тази статия ще прегледа как да идентифицираме питинг и цепнатина корозия и как да оптимизираме избора на тръбен материал за офшорни нефтени и газови приложения въз основа на PREN стойността на материала.
Локализираната корозия възниква в малки зони в сравнение с общата корозия, която е по-равномерна върху металната повърхност. Питинг и цепнатина корозия започват да се образуват върху 316 тръби от неръждаема стомана, когато външният богат на хром пасивен оксиден филм на метала се разкъса поради излагане на корозивни течности, включително солена вода. Богата на хлорид офшорна и крайбрежна морска среда, както и високи температури и дори замърсяване на повърхността на тръбите , увеличават потенциала за разграждане на този пасивиращ филм.
Ямкова корозия възниква, когато пасивиращият филм върху дължина на тръбата се разруши, образувайки малки кухини или ями на повърхността на тръбата. Такива ями вероятно ще растат, тъй като протичат електрохимични реакции, причинявайки разтваряне на желязото в метала в разтвора на дъното на ямата. След това разтвореното желязо ще дифундира към горната част на ямата и ще се окисли, за да образува железен оксид или ръжда. се задълбочава, електрохимичните реакции се ускоряват, корозията се засилва и може да доведе до перфорация на стената на тръбата и да доведе до течове.
Тръбите са по-податливи на точкова корозия, когато външната им повърхност е замърсена (Фигура 1). Например, замърсяването от заваръчни и шлифоващи операции може да повреди пасивиращия оксиден слой на тръбата, като по този начин образува и ускори точковата корозия. Същото важи и за простото справяне със замърсяването от тръбите. Освен това, докато капчиците саламура се изпаряват, мокрите солни кристали, които се образуват върху тръбите, правят същото, за да защитят оксиден слой и може да доведе до точкова корозия. За да предотвратите тези видове замърсяване, поддържайте тръбите си чисти, като ги промивате редовно с прясна вода.
Фигура 1 – Тръба от неръждаема стомана 316/316L, замърсена с киселина, солен разтвор и други отлагания, е силно податлива на точкова корозия.
корозия в цепнатини. В повечето случаи хлътната корозия може лесно да бъде идентифицирана от оператора. Корозията в цепнатините обаче не е лесна за откриване и представлява по-голям риск за операторите и персонала. Обикновено се появява при тръби, които имат тесни пространства между околните материали, като тръби, захванати на място със скоби, или тръби, които са плътно монтирани една до друга. Когато саламура проникне в цепнатината, химически агресивен подкислен железен хлорид (FeCl3 ) разтворът се образува в зоната с течение на времето и причинява ускорена корозия на цепнатини (Фигура 2). Тъй като самите цепнатини увеличават риска от корозия, корозията на цепнатини може да възникне при температури, много по-ниски от корозията на цепнатини.
Фигура 2 – Може да се развие корозия в процепа между тръбата и опората на тръбата (отгоре) и когато тръбата е монтирана близо до други повърхности (отдолу) поради образуването на химически агресивен подкиселен разтвор на железен хлорид в процепа.
Корозията в пукнатината обикновено симулира питингова корозия първо в цепнатината, образувана между дължината на тръбата и скобата за поддържане на тръбата. Въпреки това, поради нарастващата концентрация на Fe++ във течността в пукнатината, първоначалният кратер става все по-голям и по-голям, докато покрие цялата фрактура. В крайна сметка корозията в цепнатината може да перфорира тръбата.
Тесните пукнатини са най-големият риск от корозия. Следователно тръбните скоби, които обгръщат по-голямата част от обиколката на тръбата, са склонни да представляват по-голям риск от отворените скоби, които минимизират контактната повърхност между тръбата и скобата. Техниците по поддръжката могат да помогнат за намаляване на вероятността от корозия в пукнатини, причиняваща повреда или повреда, като редовно отварят скобите и проверяват повърхността на тръбата за корозия.
Корозията на вдлъбнатини и пукнатини може да бъде предотвратена най-добре чрез избор на правилната метална сплав за приложението. Спецификаторите трябва да проявят необходимото внимание, за да изберат оптималния материал за тръбопроводи, за да минимизират риска от корозия въз основа на работната среда, условията на процеса и други променливи.
За да помогнат на спецификаторите да оптимизират избора на материал, те могат да сравняват PREN стойностите на металите, за да определят тяхната устойчивост на локализирана корозия.PREN може да се изчисли от химичния състав на сплавта, включително нейното съдържание на хром (Cr), молибден (Mo) и азот (N), както следва:
PREN се увеличава със съдържанието на устойчивите на корозия елементи хром, молибден и азот в сплавта. Връзката PREN се основава на критичната питингова температура (CPT) – най-ниската температура, при която се наблюдава питингова корозия – за различни неръждаеми стомани по отношение на химическия състав. По същество PREN е пропорционален на CPT. Следователно по-високите стойности на PREN показват по-висока питинг устойчивост. Малко увеличение на PREN е само еквивалентно на малко увеличение на CPT в сравнение със сплавта, докато голямото увеличение на PREN показва по-значително подобрение на производителността за значително по-висок CPT.
Таблица 1 сравнява стойностите на PREN на различни сплави, които обикновено се използват в офшорни нефтени и газови приложения. Тя показва как спецификацията може значително да подобри устойчивостта на корозия чрез избор на по-висок клас тръбна сплав. PREN се увеличава само леко при преминаване от 316 към 317 неръждаема стомана. За значително увеличение на производителността, 6 Mo супер аустенитна неръждаема стомана или 2507 супер дуплексна неръждаема стомана е идеално използвана.
По-високите концентрации на никел (Ni) в неръждаемата стомана също повишават устойчивостта на корозия. Съдържанието на никел в неръждаемата стомана обаче не е част от уравнението PREN. Във всеки случай често е полезно да се определят неръждаеми стомани с по-високи концентрации на никел, тъй като този елемент помага за повторно пасивиране на повърхности, които показват признаци на локализирана корозия. Никелът стабилизира аустенита и предотвратява образуването на мартензит при огъване или студено изтегляне 1/8 твърда тръба. Мартензитът е нежелана кристална фаза в металите, която намалява устойчивостта на неръждаемата стомана към локализирана корозия, както и предизвикано от хлорид напукване под напрежение. По-високо съдържание на никел от поне 12% в 316/316L също е желателно за приложения, включващи газообразен водород под високо налягане. Минималната концентрация на никел, необходима за неръждаема стомана 316/316L в стандартната спецификация на ASTM е 10%.
Локализирана корозия може да възникне навсякъде по тръбите, използвани в морска среда. Въпреки това, точковата корозия е по-вероятно да се появи в зони, които вече са замърсени, докато корозията в цепнатини е по-вероятно да се появи в зони с тесни пролуки между тръбата и монтажния хардуер. Използвайки PREN като основа, спецификаторът може да избере най-добрата тръбна сплав, за да минимизира риска от всякакъв вид локализирана корозия.
Имайте предвид обаче, че има други променливи, които могат да повлияят на риска от корозия. Например, температурата влияе на устойчивостта на неръждаема стомана срещу точкова коррозия. За горещ морски климат трябва да се обмисли сериозно тръбата от 6 молибден супер аустенит или 2507 супер дуплекс от неръждаема стомана, тъй като тези материали имат отлична устойчивост на локализирана корозия и напукване от хлоридно напрежение. За по-хладен климат тръба 316/316L може да е достатъчна, особено ако има история на е установено успешно използване.
Собствениците и операторите на офшорни платформи също могат да предприемат стъпки за минимизиране на риска от корозия след инсталирането на тръбите. Те трябва да поддържат тръбите чисти и да ги промиват редовно с прясна вода, за да намалят риска от точкова корозия. Те също така трябва да имат техници по поддръжката да отварят тръбните скоби по време на рутинни проверки, за да търсят наличие на корозия в пукнатини.
Следвайки стъпките, посочени по-горе, собствениците и операторите на платформи могат да намалят риска от корозия на тръбите и свързаните с това течове в морската среда, като подобрят безопасността и ефективността, като същевременно намалят шанса за загуба на продукт или изпускане на неорганизирани емисии.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology е водещото списание на Обществото на петролните инженери, предоставящо авторитетни кратки справки и статии за напредъка в технологиите за проучване и производство, въпроси от нефтената и газовата индустрия и новини за SPE и неговите членове.