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 estreitos entre os materiais circundantes, como tubos que se suxeitan con clips ou tubos que están firmemente instalados un ao lado de outro. a zona ao longo do tempo e provoca corrosión acelerada por fendas (Figura 2). Debido a 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 de rendemento máis significativa para 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.