A pesar da resistencia inherente á corrosión dos tubos de aceiro inoxidable, os tubos de aceiro inoxidable instalados en ambientes mariños están suxeitos a diferentes tipos de corrosión durante a súa vida útil. Esta corrosión pode provocar emisións fuxitivas, perdas de produtos e riscos potenciais. e liñas, e instrumentación de proceso e equipos de detección para garantir que a corrosión non ameaza a integridade das tubaxes instaladas e comprometa a seguridade.
A corrosión localizada pódese atopar en moitas plataformas, embarcacións, buques e tubaxes en instalacións offshore. Esta corrosión pode ser en forma de corrosión por picaduras ou fendas, calquera das cales pode erosionar a parede do tubo e provocar a liberación de fluídos.
O risco de corrosión é maior cando a temperatura de funcionamento da aplicación aumenta. A calor pode acelerar a destrución da película protectora de óxido pasivo exterior do tubo, promovendo así a formación de corrosión por picaduras.
Desafortunadamente, as picaduras localizadas e a corrosión por fendas poden ser difíciles de detectar, o que fai que estes tipos de corrosión sexan máis difíciles de identificar, predecir e deseñar. Dados estes riscos, os propietarios de plataformas, os operadores e os designados deben ter coidado ao seleccionar o mellor material de tubaxe para a súa aplicación. A selección de material é a súa primeira liña de defensa contra a corrosión, polo que é importante facelo ben. Número (PREN).Canto maior sexa o valor PREN dun metal, maior será a súa resistencia á corrosión localizada.
Este artigo revisará como identificar a corrosión por picaduras e fendas e como optimizar a selección de material de tubaxe para aplicacións offshore de petróleo e gas en función do valor PREN do material.
A corrosión localizada prodúcese en áreas pequenas en comparación coa corrosión xeral, que é máis uniforme na superficie metálica. A corrosión por picaduras e fendas comezan a formarse nos tubos de aceiro inoxidable 316 cando a película externa de óxido pasivo rico en cromo do metal rompe debido á exposición a fluídos corrosivos, incluíndo auga salgada. película.
A corrosión por picaduras prodúcese cando a película de pasivación dun tubo é destruída, formando pequenas cavidades ou pozos na superficie do tubo. É probable que tales pozos crezan a medida que se producen reaccións electroquímicas, facendo que o ferro do metal se disolva na solución no fondo do pozo. O ferro disolto entón difundirase cara á parte superior do pozo e oxidarase de novo e oxidarase e oxidarase de novo. acelerar, a corrosión intensificase e pode provocar a perforación da parede do tubo e provocar fugas.
Os tubos son máis susceptibles á corrosión por picaduras cando a súa superficie exterior está contaminada (Figura 1). Por exemplo, a contaminación das operacións de soldadura e moenda pode danar a capa de óxido de pasivación do tubo, formando e acelerando así a corrosión por picaduras. O mesmo vale para tratar simplemente coa contaminación dos tubos. capa e pode provocar corrosión por picaduras. Para evitar este tipo de contaminación, manteña limpas os tubos lavándoos regularmente con auga doce.
Figura 1: o tubo de aceiro inoxidable 316/316L contaminado con ácido, salmoira e outros depósitos é moi susceptible á corrosión por picaduras.
corrosión en fendas. Na maioría dos casos, o operador pode identificar facilmente as picaduras. Non obstante, a corrosión en fendas non é fácil de detectar e supón un maior risco para os operadores e o persoal. Adoita ocorrer en tubos que teñen espazos reducidos entre os materiais circundantes, como tubos que se suxeitan con clips ou tubos que están ben instalados un ao lado do outro. Cando a salmoira se filtra na fenda, unha solución agresiva de ácido químico en forma de cloruro. a zona ao longo do tempo e fai que a corrosión por fendas se acelere (Figura 2). Dado que as propias fendas aumentan o risco de corrosión, a corrosión por fendas pode ocorrer a temperaturas moito máis baixas que a corrosión por picaduras.
Figura 2 - A corrosión da fenda pode desenvolverse entre o tubo e o soporte do tubo (arriba) e cando o tubo está instalado preto doutras superficies (abaixo) debido á formación dunha solución de cloruro férrico acidificado químicamente agresivo na fenda.
A corrosión por fendas adoita simular a corrosión por picaduras primeiro na fenda formada entre unha lonxitude do tubo e o clip de soporte do tubo. Non obstante, debido ao aumento da concentración de Fe++ no fluído dentro da fractura, o cráter inicial faise cada vez máis grande ata que cobre toda a fractura. En última instancia, a corrosión por fendas pode perforar o tubo.
As gretas axustadas son o maior risco de corrosión. Polo tanto, as abrazadeiras de tubos que envolven a maior parte da circunferencia do tubo tenden a presentar un maior risco que as abrazadeiras abertas, que minimizan a superficie de contacto entre a tubaxe e a abrazadeira. Os técnicos de mantemento poden axudar a reducir a probabilidade de que a corrosión por fendas cause danos ou fallos abrindo regularmente a superficie das abrazaderas e inspeccionando a corrosión da tubaxe.
A corrosión por picaduras e fendas pódese evitar mellor escollendo a aliaxe metálica adecuada para a aplicación. Os especificadores deben exercer a debida dilixencia para seleccionar o material de tubaxe óptimo para minimizar o risco de corrosión en función do ambiente operativo, as condicións do proceso e outras variables.
Para axudar aos especificadores a optimizar a selección de materiais, poden comparar os valores PREN dos metais para determinar a súa resistencia á corrosión localizada. PREN pódese calcular a partir da composición química da aliaxe, incluíndo o seu contido de cromo (Cr), molibdeno (Mo) e nitróxeno (N), como segue:
PREN aumenta co contido de elementos resistentes á corrosión cromo, molibdeno e nitróxeno na aliaxe. A relación PREN baséase na temperatura crítica de picaduras (CPT) - a temperatura máis baixa á que se observa corrosión por picaduras - para varios aceiros inoxidables en relación á composición química. aumento do CPT en comparación coa aliaxe, mentres que un gran aumento do PREN indica unha mellora significativa no rendemento a un CPT significativamente maior.
A táboa 1 compara os valores de PREN de varias aliaxes que se usan habitualmente en aplicacións de petróleo e gas offshore. Mostra como a especificación pode mellorar significativamente a resistencia á corrosión seleccionando unha aliaxe de tubos de grao superior. O PREN só aumenta lixeiramente ao pasar de aceiro inoxidable 316 a 317. Para un aumento significativo do rendemento, o aceiro inoxidable súper austenítico 6 Mo é ideal para o aceiro inoxidable 2.507 superduplex ou superduplex.
As concentracións máis altas de níquel (Ni) no aceiro inoxidable tamén melloran a resistencia á corrosión. Non obstante, o contido de níquel do aceiro inoxidable non forma parte da ecuación PREN. A martensita é unha fase cristalina non desexada nos metais que reduce a resistencia do aceiro inoxidable á corrosión localizada, así como á fisuración por tensión inducida polo cloruro. Tamén é desexable un contido de níquel de polo menos un 12 % en 316/316L para aplicacións que impliquen hidróxeno gasoso a alta presión.
A corrosión localizada pode ocorrer en calquera lugar das tubaxes utilizadas en ambientes mariños. Non obstante, a corrosión por picaduras é máis probable que se produza en áreas que xa están contaminadas, mentres que a corrosión por fendas é máis probable que se produza en áreas con espazos estreitos entre a tubaxe e o hardware de montaxe. Usando PREN como base, o especificador pode seleccionar a mellor aliaxe de tubos para minimizar o risco de calquera tipo de corrosión localizada.
Non obstante, teña en conta que hai outras variables que poden afectar o risco de corrosión. Por exemplo, a temperatura afecta a resistencia ás picaduras do aceiro inoxidable. Para climas mariños quentes, os tubos de aceiro inoxidable súper austenítico de molibdeno 6 ou súper dúplex 2507 deben ser considerados seriamente porque estes materiais teñen unha excelente resistencia á corrosión localizada e á fisuración por estrés por cloruro.
Os propietarios e operadores de plataformas offshore tamén poden tomar medidas para minimizar o risco de corrosión despois de instalar a tubaxe. Deben manter os tubos limpos e lavados con auga doce regularmente para reducir o risco de corrosión por picaduras. Tamén deberían facer que os técnicos de mantemento abran as abrazadeiras dos tubos durante as inspeccións rutineiras para buscar a presenza de corrosión por fendas.
Seguindo os pasos descritos anteriormente, os propietarios e operadores de plataformas poden reducir o risco de corrosión dos tubos e as fugas relacionadas en ambientes mariños, mellorando a seguridade e a eficiencia, ao mesmo tempo que reducen a posibilidade de perda de produtos ou de liberación de emisións fuxitivas.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
The Journal of Petroleum Technology é a revista emblemática da Society of Petroleum Engineers, que ofrece informes e recursos autorizados sobre os avances na tecnoloxía de exploración e produción, cuestións da industria do petróleo e gas e noticias sobre SPE e os seus membros.