Pomimo naturalnej odporności na korozję rur ze stali nierdzewnej, rury ze stali nierdzewnej instalowane w środowisku morskim podlegają różnym typom korozji w przewidywanym okresie ich eksploatacji. Korozja ta może prowadzić do emisji niezorganizowanych, strat produktów i potencjalnych zagrożeń. Właściciele i operatorzy platform morskich mogą zmniejszyć ryzyko korozji, wybierając rury z mocniejszych materiałów, które zapewniają lepszą odporność na korozję. Następnie muszą zachować czujność podczas kontroli wtrysku chemikaliów, przewodów hydraulicznych i impulsowych oraz oprzyrządowania procesowego i wyposażenia czujnikowego, aby upewnić się, że korozja nie zagraża integralności zainstalowanych rurociągów i nie zagraża bezpieczeństwu.
Miejscową korozję można znaleźć na wielu platformach, statkach, statkach i rurociągach w instalacjach morskich. Korozja ta może przybierać formę korozji wżerowej lub szczelinowej, z których każda może powodować erozję ścianki rury i uwalnianie płynu.
Ryzyko korozji jest większe, gdy temperatura robocza aplikacji wzrasta. Ciepło może przyspieszyć niszczenie ochronnej zewnętrznej pasywnej warstwy tlenkowej rury, sprzyjając w ten sposób powstawaniu korozji wżerowej.
Niestety, lokalna korozja wżerowa i szczelinowa może być trudna do wykrycia, co utrudnia identyfikację, przewidywanie i projektowanie tego rodzaju korozji. Biorąc pod uwagę te zagrożenia, właściciele platform, operatorzy i osoby wyznaczone powinni zachować ostrożność przy wyborze najlepszego materiału na rurociągi do ich zastosowania. Wybór materiału jest ich pierwszą linią obrony przed korozją, dlatego ważne jest, aby zrobić to właściwie. metalu, tym wyższa jest jego odporność na miejscową korozję.
W tym artykule omówimy, jak zidentyfikować korozję wżerową i szczelinową oraz jak zoptymalizować wybór materiału na rury do zastosowań związanych z ropą i gazem na morzu w oparciu o wartość PREN materiału.
Miejscowa korozja występuje na małych obszarach w porównaniu do korozji ogólnej, która jest bardziej jednorodna na powierzchni metalu. Korozja wżerowa i szczelinowa zaczynają się tworzyć na rurach ze stali nierdzewnej 316, gdy zewnętrzna warstwa bogatego w chrom pasywnego tlenku metalu pęka w wyniku narażenia na korozyjne płyny, w tym słoną wodę. Bogate w chlor środowiska morskie na morzu i na lądzie, a także wysokie temperatury, a nawet zanieczyszczenie powierzchni rur, zwiększają potencjał degradacji tej warstwy pasywacyjnej.
Korozja wżerowa występuje, gdy warstwa pasywacji na długości rury jest zniszczona, tworząc małe wgłębienia lub wżery na powierzchni rury. Takie wżery mogą rosnąć w miarę zachodzących reakcji elektrochemicznych, powodując rozpuszczanie się żelaza w metalu w roztworze na dnie wgłębienia. Rozpuszczone żelazo będzie następnie dyfundować w kierunku górnej części wgłębienia i utleniać się, tworząc tlenek żelaza lub rdzę. perforację ścianki rury i doprowadzić do wycieków.
Rury są bardziej podatne na korozję wżerową, gdy ich zewnętrzna powierzchnia jest zanieczyszczona (Rysunek 1). Na przykład zanieczyszczenia powstałe w wyniku operacji spawania i szlifowania mogą uszkodzić pasywującą warstwę tlenku rury, tworząc w ten sposób i przyspieszając korozję wżerową. To samo dotyczy zwykłego usuwania zanieczyszczeń z rur. Ponadto, gdy kropelki solanki odparowują, mokre kryształy soli, które tworzą się na rurach, chronią warstwę tlenków i mogą prowadzić do korozji wżerowej. Aby zapobiec tego rodzaju zanieczyszczeniom, należy regularnie przepłukiwać rury wodą świeża woda.
Rysunek 1 – Rura ze stali nierdzewnej 316/316L zanieczyszczona kwasem, solanką i innymi osadami jest bardzo podatna na korozję wżerową.
korozja szczelinowa. W większości przypadków operator może łatwo wykryć wżery. Jednak korozja szczelinowa nie jest łatwa do wykrycia i stwarza większe ryzyko dla operatorów i personelu. Zwykle występuje na rurach, które mają ciasne przestrzenie między otaczającymi materiałami, takimi jak rury mocowane zaciskami lub rury, które są ciasno ułożone obok siebie. Gdy solanka przedostaje się do szczeliny, z czasem tworzy się w niej agresywny chemicznie zakwaszony roztwór chlorku żelazowego (FeCl3) i powoduje przyspieszoną korozję szczelinową (Rysunek 2). Ponieważ szczelina same w sobie zwiększają ryzyko korozji, korozja szczelinowa może wystąpić w temperaturach znacznie niższych niż korozja wżerowa.
Rysunek 2 – Korozja szczelinowa może rozwinąć się między rurą a wspornikiem rury (góra) oraz gdy rura jest instalowana blisko innych powierzchni (dół) z powodu tworzenia się chemicznie agresywnego, zakwaszonego roztworu chlorku żelazowego w szczelinie.
Korozja szczelinowa zwykle symuluje korozję wżerową najpierw w szczelinie utworzonej między długością rury a obejmą wspornika rury. Jednak ze względu na rosnące stężenie Fe++ w płynie w szczelinie, początkowy krater staje się coraz większy, aż pokryje całe pęknięcie. Ostatecznie korozja szczelinowa może spowodować perforację rury.
Ciasne pęknięcia stanowią największe ryzyko korozji. Dlatego też obejmy do rur, które owijają się wokół większej części obwodu rury, stwarzają większe ryzyko niż otwarte obejmy, które minimalizują powierzchnię styku między rurą a obejmą. Technicy zajmujący się konserwacją mogą pomóc zmniejszyć prawdopodobieństwo uszkodzenia lub awarii korozji szczelinowej, regularnie otwierając obejmy i sprawdzając powierzchnię rury pod kątem korozji.
Korozji wżerowej i szczelinowej można najlepiej zapobiegać, wybierając odpowiedni stop metalu do danego zastosowania. Projektanci powinni zachować należytą staranność, aby wybrać optymalny materiał rurociągów, aby zminimalizować ryzyko korozji w oparciu o środowisko pracy, warunki procesu i inne zmienne.
Aby pomóc projektantom zoptymalizować wybór materiału, mogą porównać wartości PREN metali w celu określenia ich odporności na miejscową korozję. PREN można obliczyć na podstawie składu chemicznego stopu, w tym zawartości chromu (Cr), molibdenu (Mo) i azotu (N), w następujący sposób:
PREN wzrasta wraz z zawartością pierwiastków odpornych na korozję chromu, molibdenu i azotu w stopie. Zależność PREN opiera się na krytycznej temperaturze wżerowej (CPT) – najniższej temperaturze, w której obserwuje się korozję wżerową – dla różnych stali nierdzewnych w zależności od składu chemicznego. Zasadniczo PREN jest proporcjonalny do CPT. Dlatego wyższe wartości PREN wskazują na wyższą odporność na wżery. w PREN wskazuje na znaczną poprawę wydajności do znacznie wyższego CPT.
Tabela 1 porównuje wartości PREN różnych stopów powszechnie stosowanych w zastosowaniach związanych z ropą i gazem na morzu. Pokazuje, w jaki sposób specyfikacja może znacznie poprawić odporność na korozję poprzez wybór stopu rury wyższej jakości. PREN wzrasta tylko nieznacznie przy przejściu ze stali nierdzewnej 316 na 317. Aby uzyskać znaczny wzrost wydajności, idealnie nadaje się stal nierdzewna 6 Mo super austenityczna lub stal nierdzewna 2507 super duplex.
Wyższe stężenie niklu (Ni) w stali nierdzewnej również zwiększa odporność na korozję. Jednak zawartość niklu w stali nierdzewnej nie jest częścią równania PREN. W każdym razie często korzystne jest określenie stali nierdzewnej o wyższym stężeniu niklu, ponieważ pierwiastek ten pomaga w ponownej pasywacji powierzchni wykazujących oznaki miejscowej korozji. Nikiel stabilizuje austenit i zapobiega powstawaniu martenzytu podczas gięcia lub ciągnienia na zimno 1/8 rury twardej. Martenzyt jest niepożądaną fazą krystaliczną w metalach, która zmniejsza nierdzewność odporność stali na miejscową korozję, jak również pękanie naprężeniowe wywołane przez chlorki. Wyższa zawartość niklu wynosząca co najmniej 12% w stali 316/316L jest również pożądana w zastosowaniach związanych z gazowym wodorem pod wysokim ciśnieniem. Minimalne stężenie niklu wymagane dla stali nierdzewnej 316/316L w specyfikacji normy ASTM wynosi 10%.
Miejscowa korozja może wystąpić w dowolnym miejscu na rurach używanych w środowisku morskim. Jednak korozja wżerowa jest bardziej prawdopodobna w obszarach, które są już zanieczyszczone, podczas gdy korozja szczelinowa jest bardziej prawdopodobna w obszarach o wąskich szczelinach między rurą a osprzętem montażowym. Wykorzystując PREN jako podstawę, projektant może wybrać najlepszy stop rury, aby zminimalizować ryzyko wszelkiego rodzaju miejscowej korozji.
Należy jednak pamiętać, że istnieją inne zmienne, które mogą wpływać na ryzyko korozji. Na przykład temperatura wpływa na odporność stali nierdzewnej na korozję wżerową. W gorącym klimacie morskim należy poważnie rozważyć rury ze stali nierdzewnej 6 molibden superaustenitycznej lub 2507 super duplex, ponieważ materiały te mają doskonałą odporność na miejscową korozję i pękanie pod wpływem chlorków.
Właściciele i operatorzy platform morskich mogą również podjąć kroki w celu zminimalizowania ryzyka korozji po zainstalowaniu rur. Powinni utrzymywać rury w czystości i regularnie płukać świeżą wodą, aby zmniejszyć ryzyko korozji wżerowej. Powinni również zlecić technikom konserwacji otwieranie zacisków rur podczas rutynowych kontroli w celu wykrycia obecności korozji szczelinowej.
Postępując zgodnie z krokami opisanymi powyżej, właściciele i operatorzy platform mogą zmniejszyć ryzyko korozji rur i powiązanych wycieków w środowisku morskim, poprawiając bezpieczeństwo i wydajność, jednocześnie zmniejszając ryzyko utraty produktu lub uwolnienia emisji niezorganizowanych.
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 to sztandarowy magazyn Society of Petroleum Engineers, dostarczający autorytatywnych informacji i artykułów na temat postępów w technologii poszukiwań i produkcji, zagadnień związanych z przemysłem naftowym i gazowym oraz wiadomości o SPE i jej członkach.