Trotz der inhärenten Korrosionsbeständigkeit von Edelstahlrohren sind in Meeresumgebungen installierte Edelstahlrohre während ihrer erwarteten Lebensdauer unterschiedlichen Korrosionsarten ausgesetzt. Diese Korrosion kann zu diffusen Emissionen, Produktverlusten und potenziellen Risiken führen. Eigentümer und Betreiber von Offshore-Plattformen können das Korrosionsrisiko verringern, indem sie stärkere Rohrmaterialien spezifizieren, die eine bessere Korrosionsbeständigkeit bieten. Anschließend müssen sie bei der Inspektion von chemischen Injektions-, Hydraulik- und Impulsleitungen sowie Prozessinstrumenten und Sensorgeräten wachsam bleiben, um sicherzustellen, dass Korrosion die Integrität der installierten Rohrleitungen nicht gefährdet und die Sicherheit nicht gefährdet.
Auf vielen Plattformen, Schiffen, Schiffen und Rohrleitungen in Offshore-Anlagen kommt es zu örtlich begrenzter Korrosion. Diese Korrosion kann in Form von Lochfraß oder Spaltkorrosion auftreten, die beide die Rohrwand erodieren und zur Flüssigkeitsfreisetzung führen können.
Das Korrosionsrisiko ist größer, wenn die Betriebstemperatur der Anwendung steigt. Hitze kann die Zerstörung des schützenden äußeren passiven Oxidfilms des Rohrs beschleunigen und dadurch die Bildung von Lochfraß begünstigen.
Leider kann es schwierig sein, lokalisierte Lochfraß- und Spaltkorrosion zu erkennen, was es schwieriger macht, diese Arten von Korrosion zu identifizieren, vorherzusagen und zu planen. Angesichts dieser Risiken sollten Plattformeigentümer, Betreiber und Beauftragte bei der Auswahl des besten Rohrleitungsmaterials für ihre Anwendung Vorsicht walten lassen Beständigkeit gegen lokale Korrosion.
In diesem Artikel erfahren Sie, wie Sie Lochfraß und Spaltkorrosion erkennen und wie Sie die Auswahl des Rohrmaterials für Offshore-Öl- und Gasanwendungen basierend auf dem PREN-Wert des Materials optimieren können.
Lokalisierte Korrosion tritt in kleinen Bereichen auf, verglichen mit allgemeiner Korrosion, die auf der Metalloberfläche gleichmäßiger ist. Lochfraß und Spaltkorrosion beginnen sich auf Rohren aus Edelstahl 316 zu bilden, wenn der äußere chromreiche Passivoxidfilm des Metalls aufgrund der Einwirkung von korrosiven Flüssigkeiten, einschließlich Salzwasser, aufreißt. Chloridreiche Offshore- und Onshore-Meeresumgebungen sowie hohe Temperaturen und sogar eine Verunreinigung der Rohroberfläche erhöhen das Potenzial für eine Verschlechterung dieses Passivierungsfilms.
Lochfraß. Lochfraß tritt auf, wenn der Passivierungsfilm auf einem Rohrstück zerstört wird und kleine Hohlräume oder Löcher auf der Oberfläche des Rohrs entstehen. Solche Löcher wachsen wahrscheinlich, wenn elektrochemische Reaktionen stattfinden, wodurch sich das Eisen im Metall in der Lösung am Boden des Lochs auflöst. Das gelöste Eisen diffundiert dann zum oberen Ende des Lochs und oxidiert unter Bildung von Eisenoxid oder Rost. Wenn sich das Loch vertieft, beschleunigen sich elektrochemische Reaktionen, die Korrosion intensiviert sich und kann zu einer Perforation der Rohrwand führen zu Undichtigkeiten führen.
Rohre sind anfälliger für Lochfraß, wenn ihre Außenfläche verunreinigt ist (Abbildung 1). Beispielsweise können Verunreinigungen durch Schweiß- und Schleifarbeiten die passivierende Oxidschicht des Rohrs beschädigen und dadurch Lochfraß bilden und beschleunigen. Das Gleiche gilt für die einfache Behandlung von Verunreinigungen durch Rohre. Darüber hinaus schützen feuchte Salzkristalle, die sich auf den Rohren bilden, die Oxidschicht, wenn die Soletröpfchen verdunsten, und können zu Lochfraß führen. Um diese Art von Verunreinigung zu verhindern, halten Sie Ihre Rohre sauber, indem Sie sie regelmäßig mit Wasser ausspülen frisches wasser.
Abbildung 1 – Mit Säure, Salzlösung und anderen Ablagerungen verunreinigte Rohre aus Edelstahl 316/316L sind sehr anfällig für Lochfraß.
Spaltkorrosion. In den meisten Fällen kann Lochfraß vom Bediener leicht erkannt werden. Spaltkorrosion ist jedoch nicht leicht zu erkennen und stellt ein größeres Risiko für Bediener und Personal dar. Sie tritt normalerweise bei Rohren auf, die enge Zwischenräume zwischen den umgebenden Materialien haben, z. B. Rohre, die mit Klammern an Ort und Stelle gehalten werden, oder Rohre, die eng nebeneinander installiert sind. Wenn Salzlake in den Spalt eindringt, bildet sich im Laufe der Zeit eine chemisch aggressive angesäuerte Eisenchloridlösung (FeCl3) in dem Bereich, die eine beschleunigte Spaltkorrosion verursacht (Abbildung 2). Denn Spalten selbst Da sich die Korrosionsgefahr erhöht, kann Spaltkorrosion bei deutlich niedrigeren Temperaturen auftreten als Lochfraßkorrosion.
Abbildung 2 – Spaltkorrosion kann sich zwischen dem Rohr und der Rohrhalterung (oben) und bei der Installation des Rohrs in der Nähe anderer Oberflächen (unten) aufgrund der Bildung einer chemisch aggressiven angesäuerten Eisenchloridlösung im Spalt entwickeln.
Spaltkorrosion simuliert normalerweise zunächst Lochfraß im Spalt, der zwischen einem Rohrstück und der Rohrhalterungsschelle entsteht. Aufgrund der zunehmenden Fe++-Konzentration in der Flüssigkeit innerhalb des Bruchs wird der anfängliche Krater jedoch immer größer, bis er den gesamten Bruch bedeckt. Letztendlich kann Spaltkorrosion das Rohr perforieren.
Enge Risse stellen das größte Korrosionsrisiko dar. Daher stellen Rohrschellen, die den größten Teil des Rohrumfangs umschließen, tendenziell ein größeres Risiko dar als offene Schellen, die die Kontaktfläche zwischen Rohr und Schelle minimieren. Wartungstechniker können dazu beitragen, die Wahrscheinlichkeit von Schäden oder Ausfällen durch Spaltkorrosion zu verringern, indem sie die Schellen regelmäßig öffnen und die Oberfläche des Rohrs auf Korrosion prüfen.
Lochfraß und Spaltkorrosion können am besten durch die Wahl der richtigen Metalllegierung für die Anwendung verhindert werden. Planer sollten bei der Auswahl des optimalen Rohrleitungsmaterials die gebotene Sorgfalt walten lassen, um das Korrosionsrisiko basierend auf der Betriebsumgebung, den Prozessbedingungen und anderen Variablen zu minimieren.
Um Planern bei der Optimierung der Materialauswahl zu helfen, können sie die PREN-Werte von Metallen vergleichen, um deren Beständigkeit gegenüber lokaler Korrosion zu bestimmen. PREN kann aus der chemischen Zusammensetzung der Legierung, einschließlich ihres Chrom- (Cr), Molybdän- (Mo) und Stickstoff- (N) Gehalts, wie folgt berechnet werden:
PREN steigt mit dem Gehalt der korrosionsbeständigen Elemente Chrom, Molybdän und Stickstoff in der Legierung. Die PREN-Beziehung basiert auf der kritischen Lochfraßtemperatur (CPT) – der niedrigsten Temperatur, bei der Lochfraß beobachtet wird – für verschiedene rostfreie Stähle in Bezug auf die chemische Zusammensetzung. Im Wesentlichen ist PREN proportional zu CPT. Daher weisen höhere PREN-Werte auf eine höhere Lochfraßbeständigkeit hin. Ein kleiner Anstieg von PREN entspricht nur einem kleinen Anstieg von CPT im Vergleich zur Legierung, wohingegen ein großer Anstieg von P REN weist auf eine signifikantere Leistungsverbesserung bei deutlich höherem CPT hin.
Tabelle 1 vergleicht die PREN-Werte verschiedener Legierungen, die üblicherweise in Offshore-Öl- und Gasanwendungen verwendet werden. Sie zeigt, wie die Spezifikation die Korrosionsbeständigkeit durch die Auswahl einer höherwertigen Rohrlegierung erheblich verbessern kann. PREN erhöht sich beim Übergang von Edelstahl 316 auf Edelstahl 317 nur geringfügig. Für eine deutliche Leistungssteigerung wird idealerweise 6 Mo superaustenitischer Edelstahl oder 2507 Superduplex-Edelstahl verwendet.
Höhere Nickelkonzentrationen (Ni) in rostfreiem Stahl verbessern auch die Korrosionsbeständigkeit. Der Nickelgehalt von rostfreiem Stahl ist jedoch nicht Teil der PREN-Gleichung. In jedem Fall ist es häufig vorteilhaft, rostfreie Stähle mit höheren Nickelkonzentrationen zu spezifizieren, da dieses Element dazu beiträgt, Oberflächen erneut zu passivieren, die Anzeichen örtlicher Korrosion aufweisen. Nickel stabilisiert Austenit und verhindert die Martensitbildung beim Biegen oder Kaltziehen von 1/8 harten Rohren. Martensit ist eine unerwünschte kristalline Phase in Metallen, die die lokale Beständigkeit von rostfreiem Stahl verringert Korrosion sowie chloridinduzierte Spannungsrisse. Ein höherer Nickelgehalt von mindestens 12 % in 316/316L ist auch für Anwendungen mit gasförmigem Wasserstoff unter hohem Druck wünschenswert. Die in der ASTM-Standardspezifikation für Edelstahl 316/316L erforderliche Mindestnickelkonzentration beträgt 10 %.
Lokale Korrosion kann überall an Rohren auftreten, die in Meeresumgebungen verwendet werden. Lochfraßkorrosion tritt jedoch eher in Bereichen auf, die bereits kontaminiert sind, während Spaltkorrosion eher in Bereichen mit engen Spalten zwischen dem Rohr und den Montageteilen auftritt. Auf der Grundlage von PREN kann der Planer die beste Rohrlegierung auswählen, um das Risiko lokaler Korrosion jeglicher Art zu minimieren.
Beachten Sie jedoch, dass es andere Variablen gibt, die das Korrosionsrisiko beeinflussen können. Beispielsweise beeinflusst die Temperatur die Lochfraßbeständigkeit von Edelstahl. Für heißes Meeresklima sollten superaustenitische 6-Molybdän- oder 2507-Superduplex-Edelstahlrohre ernsthaft in Betracht gezogen werden, da diese Materialien eine hervorragende Beständigkeit gegen lokale Korrosion und Chloridspannungsrisse aufweisen. Für kühlere Klimazonen können 316/316L-Rohre ausreichend sein, insbesondere wenn eine Erfolgsgeschichte nachgewiesen wurde.
Eigentümer und Betreiber von Offshore-Plattformen können auch Maßnahmen ergreifen, um das Korrosionsrisiko nach der Installation der Rohre zu minimieren. Sie sollten die Rohre sauber halten und regelmäßig mit frischem Wasser spülen, um das Risiko von Lochfraß zu verringern. Außerdem sollten Wartungstechniker bei Routineinspektionen Rohrklemmen öffnen, um nach Spaltkorrosion zu suchen.
Durch die Befolgung der oben beschriebenen Schritte können Plattformbesitzer und -betreiber das Risiko von Rohrkorrosion und damit verbundenen Lecks in Meeresumgebungen verringern, die Sicherheit und Effizienz verbessern und gleichzeitig das Risiko von Produktverlusten oder der Freisetzung diffuser Emissionen verringern.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Das Journal of Petroleum Technology ist das Flaggschiffmagazin der Society of Petroleum Engineers und bietet maßgebliche Kurzberichte und Beiträge zu Fortschritten in der Explorations- und Produktionstechnologie, Fragen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über SPE und seine Mitglieder.