Unatoč inherentnoj otpornosti na koroziju cijevi od nehrđajućeg čelika, cijevi od nehrđajućeg čelika postavljene u pomorskom okruženju doživljavaju različite vrste korozije tijekom svog očekivanog vijeka trajanja. Ova korozija može dovesti do fugitivnih emisija, gubitka proizvoda i potencijalnih rizika. Vlasnici i operateri offshore platformi mogu smanjiti rizik od korozije određivanjem jačih materijala cijevi koji pružaju bolju otpornost na koroziju. Nakon toga, moraju ostati oprezni pri pregledu ubrizgavanja kemikalija, hidrauličke i impulsne vodove te procesnu instrumentaciju i senzorsku opremu kako bi se osiguralo da korozija ne ugrožava cjelovitost instaliranih cjevovoda i ugrožava sigurnost.
Lokalizirana korozija može se naći na mnogim platformama, plovilima, brodovima i cjevovodima u offshore instalacijama. Ova korozija može biti u obliku rupičaste korozije ili korozije u pukotinama, a oba mogu nagrizati stijenku cijevi i uzrokovati ispuštanje tekućine.
Rizik od korozije je veći kada se radna temperatura aplikacije povećava. Toplina može ubrzati uništavanje zaštitnog vanjskog pasivnog oksidnog filma cijevi, čime se potiče stvaranje rupičaste korozije.
Nažalost, lokaliziranu rupičastu i pukotinsku koroziju može biti teško otkriti, zbog čega je te vrste korozije teže prepoznati, predvidjeti i projektirati. S obzirom na ove rizike, vlasnici platformi, operateri i ovlaštene osobe trebali bi biti oprezni pri odabiru najboljeg materijala za cjevovode za svoju primjenu. Odabir materijala njihova je prva linija obrane od korozije, stoga je važno da ga pravilno odaberu. Srećom, mogu odabrati upotrebu vrlo jednostavne, ali vrlo učinkovite mjere lokalizirane korozije otpornost, ekvivalentni broj otpornosti na piting (PREN). Što je veća PREN vrijednost metala, veća je njegova otpornost na lokaliziranu koroziju.
Ovaj članak će pregledati kako prepoznati rupičastu i pukotinsku koroziju i kako optimizirati izbor materijala cijevi za primjenu nafte i plina u moru na temelju PREN vrijednosti materijala.
Lokalizirana korozija javlja se na malim područjima u usporedbi s općom korozijom, koja je jednoličnija na metalnoj površini. Jamičasta i pukotinska korozija počinje se stvarati na cijevima od nehrđajućeg čelika 316 kada metalni vanjski pasivni oksidni film bogat kromom pukne zbog izlaganja korozivnim tekućinama, uključujući slanu vodu. Morsko okruženje bogato kloridima na moru i kopnu, kao i visoke temperature, pa čak i onečišćenje površine cijevi , povećavaju mogućnost degradacije ovog pasivacijskog filma.
Jamičasta korozija nastaje kada se pasivacijski film na duljini cijevi uništi, stvarajući male šupljine ili jame na površini cijevi. Takve će se jame vjerojatno povećati kako se odvijaju elektrokemijske reakcije, uzrokujući otapanje željeza u metalu u otopinu na dnu jame. Otopljeno željezo će zatim difundirati prema vrhu jame i oksidirati u željezni oksid ili hrđu. produbljuje, elektrokemijske reakcije se ubrzavaju, korozija se pojačava, te može dovesti do perforacije stijenke cijevi i dovesti do curenja.
Cijevi su osjetljivije na rupičastu koroziju kada je njihova vanjska površina kontaminirana (Slika 1). Na primjer, onečišćenje od operacija zavarivanja i brušenja može oštetiti pasivizirajući oksidni sloj cijevi, stvarajući i ubrzavajući rupičastu koroziju. Isto vrijedi i za jednostavno rješavanje kontaminacije iz cijevi. Osim toga, kako kapljice slane vode isparavaju, mokri kristali soli koji se stvaraju na cijevima čine isto kako bi zaštitili oksidnog sloja i može dovesti do rupičaste korozije. Kako biste spriječili ove vrste onečišćenja, održavajte svoje cijevi čistima redovitim ispiranjem svježom vodom.
Slika 1 – Cijev od nehrđajućeg čelika 316/316L onečišćena kiselinom, slanom vodom i drugim naslagama vrlo je osjetljiva na rupičastu koroziju.
korozija u pukotinama. U većini slučajeva rukovatelj može lako prepoznati rupičastu koroziju. Međutim, koroziju u pukotinama nije lako otkriti i predstavlja veći rizik za operatere i osoblje. Obično se javlja na cijevima koje imaju tijesne prostore između okolnih materijala, kao što su cijevi koje se drže na mjestu spojnicama ili cijevi koje su čvrsto postavljene jedna uz drugu. Kada slana otopina prodre u pukotinu, kemijski agresivan zakiseljeni željezov klorid (FeCl3 ) otopina se stvara u tom području tijekom vremena i uzrokuje ubrzanu pukotinsku koroziju (Slika 2). Budući da same pukotine povećavaju rizik od korozije, do pukotinske korozije može doći pri temperaturama puno nižim od rupičaste korozije.
Slika 2 – Korozija u pukotinama može se razviti između cijevi i nosača cijevi (gore) i kada je cijev postavljena blizu drugih površina (dolje) zbog stvaranja kemijski agresivne zakiseljene otopine željezovog klorida u pukotini.
Pukotina korozije obično prvo simulira rupičastu koroziju u pukotini formiranoj između duljine cijevi i obujmice potpore cijevi. Međutim, zbog povećanja koncentracije Fe++ u tekućini unutar pukotine, početni krater postaje sve veći i veći dok ne pokrije cijeli prijelom. U konačnici, pukotinska korozija može probušiti cijev.
Uske pukotine najveći su rizik od korozije. Stoga, stezaljke cijevi koje se omotavaju oko većeg dijela opsega cijevi obično predstavljaju veći rizik od otvorenih stezaljki, koje minimiziraju kontaktnu površinu između cijevi i stezaljke. Tehničari za održavanje mogu pomoći u smanjenju vjerojatnosti korozije u pukotinama koja uzrokuje oštećenje ili kvar redovitim otvaranjem stezaljki i pregledom površine cijevi radi korozije.
Jamičasta i pukotinska korozija može se najbolje spriječiti odabirom prave metalne legure za primjenu. Specifikatori bi trebali posvetiti dužnu pažnju odabiru optimalnog materijala za cjevovod kako bi se smanjio rizik od korozije na temelju radnog okruženja, uvjeta procesa i drugih varijabli.
Kako bi pomogli specifikacijama da optimiziraju odabir materijala, mogu usporediti PREN vrijednosti metala kako bi odredili njihovu otpornost na lokaliziranu koroziju.PREN se može izračunati iz kemijskog sastava legure, uključujući sadržaj kroma (Cr), molibdena (Mo) i dušika (N), kako slijedi:
PREN se povećava sa sadržajem elemenata otpornih na koroziju, kroma, molibdena i dušika u leguri. Odnos PREN-a temelji se na kritičnoj temperaturi rupičaste korozije (CPT) – najnižoj temperaturi na kojoj se opaža rupičasta korozija – za različite nehrđajuće čelike u odnosu na kemijski sastav. U osnovi, PREN je proporcionalan CPT-u. Prema tome, više vrijednosti PREN-a ukazuju na veću otpornost na rupičastu koroziju. Mali porast PREN-a je samo ekvivalent malom povećanju CPT-a u usporedbi s legurom, dok veliko povećanje PREN-a ukazuje na značajnije poboljšanje performansi za značajno viši CPT.
Tablica 1 uspoređuje PREN vrijednosti različitih legura koje se obično koriste u primorskim naftnim i plinskim primjenama. Pokazuje kako specifikacija može značajno poboljšati otpornost na koroziju odabirom legure cijevi višeg stupnja. PREN se neznatno povećava pri prijelazu s nehrđajućeg čelika 316 na 317. Za značajno povećanje performansi idealno je koristiti 6 Mo super austenitni nehrđajući čelik ili 2507 super duplex nehrđajući čelik.
Veće koncentracije nikla (Ni) u nehrđajućem čeliku također povećavaju otpornost na koroziju. Međutim, sadržaj nikla u nehrđajućem čeliku nije dio PREN jednadžbe. U svakom slučaju, često je korisno odrediti nehrđajuće čelike s višim koncentracijama nikla, budući da ovaj element pomaže ponovno pasivizirati površine koje pokazuju znakove lokalizirane korozije. Nikal stabilizira austenit i sprječava stvaranje martenzita pri savijanju ili hladnom izvlačenju 1/8 tvrda cijev. Martenzit je neželjena kristalna faza u metalima koja smanjuje otpornost nehrđajućeg čelika na lokaliziranu koroziju, kao i na pucanje uzrokovano naprezanjem kloridom. Viši sadržaj nikla od najmanje 12% u 316/316L također je poželjan za primjene koje uključuju visokotlačni plinoviti vodik. Minimalna koncentracija nikla potrebna za nehrđajući čelik 316/316L u standardnoj specifikaciji ASTM iznosi 10%.
Lokalizirana korozija može se pojaviti bilo gdje na cijevima koje se koriste u pomorskom okruženju. Međutim, veća je vjerojatnost da će se rupičasta korozija pojaviti u područjima koja su već kontaminirana, dok je veća vjerojatnost da će se pojaviti korozija u pukotinama u područjima s uskim razmacima između cijevi i hardvera za montažu. Koristeći PREN kao osnovu, specifikator može odabrati najbolju leguru cijevi kako bi smanjio rizik od bilo koje vrste lokalizirane korozije.
Međutim, imajte na umu da postoje druge varijable koje mogu utjecati na rizik od korozije. Na primjer, temperatura utječe na otpornost nehrđajućeg čelika na piting. Za vruću morsku klimu treba ozbiljno razmotriti cijev od 6 molibdena super austenitnog ili 2507 super dupleksa od nehrđajućeg čelika jer ti materijali imaju izvrsnu otpornost na lokaliziranu koroziju i pucanje pod naponom klorida. Za hladnije klime, cijev 316/316L može biti dovoljna, posebno ako je u prošlosti utvrđena je uspješna uporaba.
Vlasnici i operateri offshore platformi također mogu poduzeti korake kako bi minimizirali rizik od korozije nakon postavljanja cijevi. Oni bi trebali održavati cijevi čistima i redovito ih ispirati svježom vodom kako bi smanjili rizik od rupičaste korozije. Također bi trebali dati tehničarima za održavanje da otvore cijevne stezaljke tijekom rutinskih pregleda kako bi provjerili prisutnost korozije u pukotinama.
Slijedeći gore navedene korake, vlasnici platformi i operateri mogu smanjiti rizik od korozije cijevi i povezanog curenja u morskom okruženju, poboljšavajući sigurnost i učinkovitost, a istovremeno smanjujući mogućnost gubitka proizvoda ili ispuštanje fugitivnih emisija.
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 je vodeći časopis Društva naftnih inženjera, koji daje autoritativne sažetke i članke o napretku u tehnologiji istraživanja i proizvodnje, pitanjima industrije nafte i plina te vijesti o SPE-u i njegovim članovima.