Til tross for den iboende korrosjonsmotstanden til rustfrie stålrør, er rustfrie stålrør installert i marine miljøer gjenstand for ulike typer korrosjon i løpet av forventet levetid. Denne korrosjonen kan føre til flyktige utslipp, produkttap og potensielle risikoer. Offshore-plattformeiere og -operatører kan redusere risikoen for korrosjon ved å spesifisere sterkere rørmaterialer som gir bedre kjemisk motstand i hydraulisk motstand, når de forblir bedre korrosjonsbestandig i hydraulikk. og impulslinjer, og prosessinstrumentering og sensorutstyr for å sikre at korrosjon ikke truer integriteten til installerte rør og kompromitterer sikkerheten.
Lokalisert korrosjon kan finnes på mange plattformer, fartøyer, skip og rør i offshoreinstallasjoner. Denne korrosjonen kan være i form av grop- eller sprekkkorrosjon, som begge kan erodere rørveggen og forårsake væskeutslipp.
Risikoen for korrosjon er større når driftstemperaturen til applikasjonen øker. Varme kan akselerere ødeleggelsen av den beskyttende ytre passive oksidfilmen på røret, og dermed fremme dannelsen av gropkorrosjon.
Dessverre kan lokalisert grop- og sprekkkorrosjon være vanskelig å oppdage, noe som gjør disse typene korrosjon vanskeligere å identifisere, forutse og designe for. Gitt disse risikoene bør plattformeiere, operatører og designere utvise forsiktighet når de velger det beste rørmaterialet for deres bruk. Materialvalg er deres første forsvarslinje mot korrosjon, så å få det riktig er veldig viktig, men heldigvis kan de velge en lokal korrosjonsmotstand, men heldigvis kan de velge en lokal korrosjonsmotstand. istance Equivalent Number (PREN). Jo høyere PREN-verdien til et metall, desto høyere motstand mot lokal korrosjon.
Denne artikkelen vil gjennomgå hvordan man identifiserer grop- og sprekkkorrosjon og hvordan man optimaliserer valg av rørmateriale for offshore olje- og gassapplikasjoner basert på materialets PREN-verdi.
Lokalisert korrosjon oppstår i små områder sammenlignet med generell korrosjon, som er mer jevn på metalloverflaten. Pitting- og sprekkorrosjon begynner å dannes på 316 rustfrie stålrør når metallets ytre kromrike passive oksidfilm brister på grunn av eksponering for korrosive væsker, inkludert saltvann. for nedbrytning av denne passiveringsfilmen.
Pitting.Gropkorrosjon oppstår når passiveringsfilmen på en rørlengde blir ødelagt, og danner små hulrom eller groper på overflaten av røret.Slike groper vil sannsynligvis vokse etter hvert som elektrokjemiske reaksjoner finner sted, noe som får jernet i metallet til å løse seg opp i løsningen i bunnen av gropen. Det oppløste jernet vil da diffundere mot toppen av jerngropen og oksidere seg mot toppen av jerngropen. iske reaksjoner akselererer, korrosjon forsterkes og kan føre til perforering av rørveggen og føre til lekkasjer.
Rør er mer utsatt for gropkorrosjon når dens ytre overflate er forurenset (Figur 1). For eksempel kan forurensning fra sveise- og slipeoperasjoner skade det passiverende oksidlaget i røret, og derved danne og akselerere gropkorrosjon. Det samme gjelder bare for å håndtere forurensning fra rør. I tillegg, som saltvannsdråpene beskytter våt- og porstalen røret. oksidlaget og kan føre til gropkorrosjon. For å forhindre denne typen forurensning, hold rørene rene ved å skylle dem regelmessig med ferskvann.
Figur 1 – 316/316L rustfritt stålrør forurenset med syre, saltlake og andre avleiringer er svært utsatt for gropkorrosjon.
spaltekorrosjon.I de fleste tilfeller kan gropdannelse lett identifiseres av operatøren. Spaltekorrosjon er imidlertid ikke lett å oppdage og utgjør en større risiko for operatører og personell.Det oppstår vanligvis på rør som har trange mellomrom mellom de omkringliggende materialene, for eksempel rør som holdes på plass med klips eller rør som er tett installert i sideveis-kjemikaliet. (FeCl3)-løsning dannes i området over tid og forårsaker akselerert sprekkkorrosjon (Figur 2). Fordi sprekker i seg selv øker risikoen for korrosjon, kan sprekkkorrosjon oppstå ved temperaturer som er mye lavere enn gropkorrosjon.
Figur 2 – Spaltekorrosjon kan utvikles mellom røret og rørstøtten (øverst) og når røret installeres nær andre overflater (bunnen) på grunn av dannelsen av en kjemisk aggressiv forsuret jernkloridløsning i sprekken.
Spaltekorrosjon simulerer vanligvis gropkorrosjon først i sprekken som dannes mellom en rørlengde og rørstøtteklemmen. På grunn av den økende Fe++-konsentrasjonen i væsken i bruddet, blir imidlertid det første krateret større og større til det dekker hele bruddet. Til syvende og sist kan sprekkkorrosjon perforere røret.
Tette sprekker er den største risikoen for korrosjon. Derfor har rørklemmer som vikler seg rundt det meste av rørets omkrets en tendens til å utgjøre en større risiko enn åpne klemmer, som minimerer kontaktflaten mellom røret og klemmen. Vedlikeholdsteknikere kan bidra til å redusere sannsynligheten for at sprekkkorrosjon forårsaker skader eller feil på røret ved regelmessig åpning av klemmen og korrosjon.
Pitting og sprekkkorrosjon kan best forebygges ved å velge riktig metallegering for applikasjonen. Spesifikasjoner bør utvise due diligence for å velge det optimale rørmaterialet for å minimere risikoen for korrosjon basert på driftsmiljøet, prosessforholdene og andre variabler.
For å hjelpe spesifikasjoner med å optimalisere materialvalg, kan de sammenligne metallers PREN-verdier for å bestemme deres motstand mot lokal korrosjon. PREN kan beregnes ut fra den kjemiske sammensetningen av legeringen, inkludert dens krom (Cr), molybden (Mo) og nitrogen (N) innhold, som følger:
PREN øker med innholdet av de korrosjonsbestandige elementene krom, molybden og nitrogen i legeringen. PREN-forholdet er basert på den kritiske groptemperaturen (CPT) – den laveste temperaturen som gropkorrosjon observeres ved – for ulike rustfrie stål i forhold til kjemisk sammensetning. I hovedsak er PREN en liten verdi proporsjonal med PRENA-motstanden er høyere PRENA-indikasjon. bare tilsvarende en liten økning i CPT sammenlignet med legeringen, mens en stor økning i PREN indikerer en mer signifikant ytelsesforbedring for betydelig høyere CPT.
Tabell 1 sammenligner PREN-verdiene for ulike legeringer som vanligvis brukes i offshore olje- og gassapplikasjoner. Den viser hvordan spesifikasjonen kan forbedre korrosjonsmotstanden betydelig ved å velge en rørlegering av høyere kvalitet. PREN øker bare litt når man går over fra 316 til 317 rustfritt stål. For en betydelig ytelsesøkning er 6 Mo super austenittisk rustfritt stål brukt super duplex 2507 rustfritt stål ideelt.
Høyere konsentrasjoner av nikkel (Ni) i rustfritt stål øker også korrosjonsmotstanden. Nikkelinnholdet i rustfritt stål er imidlertid ikke en del av PREN-ligningen. Uansett er det ofte fordelaktig å spesifisere rustfritt stål med høyere nikkelkonsentrasjoner, da dette elementet bidrar til å repassivere overflater som viser tegn til lokalisert dannelse av bentensitt eller austensitt ved kald dannelse av austensitt og kald 1N-trekk. /8 hardt rør.Martensitt er en uønsket krystallinsk fase i metaller som reduserer rustfritt ståls motstand mot lokal korrosjon samt kloridindusert spenningssprekker. Et høyere nikkelinnhold på minst 12 % i 316/316L er også ønskelig for bruksområder som involverer høytrykksgassformig konsentrasjon/standard for 316/316L for høytrykksgass/st6-hydrogen. 10 %.
Lokalisert korrosjon kan oppstå hvor som helst på rør som brukes i marine miljøer. Imidlertid er det mer sannsynlig at gropkorrosjon oppstår i områder som allerede er forurenset, mens sprekkkorrosjon er mer sannsynlig å oppstå i områder med smale avstander mellom røret og monteringsutstyret. Ved å bruke PREN som grunnlag, kan spesifikasjonen velge den beste rørlegeringen av enhver type for å minimere risikoen for lokal korrosjon.
Vær imidlertid oppmerksom på at det er andre variabler som kan påvirke korrosjonsrisikoen. Temperaturen påvirker for eksempel gropmotstanden til rustfritt stål. For varmt marint klima bør 6 molybden super austenittisk eller 2507 super dupleks rustfritt stålrør vurderes seriøst fordi disse materialene har utmerket motstand mot lokal korrosjon og kloridspenningssprekker hvis det har vært tilstrekkelig med kjøligere klima,316 har vært bruksrike tidligere. etablert.
Offshore-plattformeiere og -operatører kan også ta skritt for å minimere risikoen for korrosjon etter at røret er installert. De bør holde rørene rene og skylle med ferskvann regelmessig for å redusere risikoen for gropkorrosjon. De bør også ha vedlikeholdsteknikere til å åpne rørklemmene under rutinemessige inspeksjoner for å se etter korrosjon av sprekker.
Ved å følge trinnene som er skissert ovenfor, kan plattformeiere og -operatører redusere risikoen for rørkorrosjon og relaterte lekkasjer i marine miljøer, forbedre sikkerheten og effektiviteten, samtidig som de reduserer sjansen for produkttap eller utslipp av flyktige utslipp.
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 er flaggskipmagasinet til Society of Petroleum Engineers, som gir autoritative orienteringer og funksjoner om fremskritt innen lete- og produksjonsteknologi, olje- og gassindustrispørsmål og nyheter om SPE og dets medlemmer.