Pomimo naturalnej odporności na korozję rur ze stali nierdzewnej, rury ze stali nierdzewnej instalowane w środowisku morskim podlegają różnym rodzajom korozji podczas ich oczekiwanego okresu użytkowania.Ta korozja może prowadzić do emisji niezorganizowanych, strat produktu i potencjalnych zagrożeń.Właściciele i operatorzy platform morskich mogą zmniejszyć ryzyko korozji, wybierając od samego początku mocniejsze materiały rurowe w celu uzyskania lepszej odporności na korozję.Następnie muszą zachować czujność podczas kontroli linii wtrysku chemikaliów, przewodów hydraulicznych i impulsowych oraz oprzyrządowania procesowego i oprzyrządowania, aby upewnić się, że korozja nie zagraża integralności zainstalowanych rurociągów ani nie zagraża bezpieczeństwu.
Miejscową korozję można znaleźć na wielu platformach, statkach, statkach i rurociągach podmorskich.Korozja ta może mieć postać korozji wżerowej lub szczelinowej, z których każda może spowodować erozję ścianki rury i uwolnienie cieczy.
Ryzyko korozji wzrasta wraz ze wzrostem temperatury roboczej aplikacji.Ciepło może przyspieszyć degradację ochronnej zewnętrznej pasywnej warstwy tlenkowej rury, sprzyjając w ten sposób powstawaniu wżerów.
Niestety miejscowa korozja wżerowa i szczelinowa są trudne do wykrycia, co utrudnia identyfikację, przewidywanie i projektowanie tego rodzaju korozji.Biorąc pod uwagę te zagrożenia, właściciele platform, operatorzy i osoby wyznaczone muszą zachować ostrożność przy wyborze najlepszego materiału rurociągu do ich zastosowania.Wybór materiału jest ich pierwszą linią obrony przed korozją, dlatego bardzo ważny jest wybór odpowiedniego materiału.Na szczęście mogą zastosować bardzo prostą, ale bardzo skuteczną miarę miejscowej odporności na korozję, liczbę równoważną odporności na wżery (PREN).Im wyższa wartość PREN metalu, tym wyższa jego odporność na miejscową korozję.
W tym artykule przyjrzymy się, 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 tworzyć się na rurach ze stali nierdzewnej 316, gdy zewnętrzna warstwa pasywnego tlenku bogatego w chrom zostaje przerwana w wyniku kontaktu z korozyjnymi cieczami, w tym słoną wodą.Środowiska morskie bogate w chlorki, a także wysokie temperatury, a nawet zanieczyszczenia powierzchni rur, zwiększają prawdopodobieństwo degradacji tej pasywacyjnej warstwy.
Korozja wżerowa występuje, gdy warstwa pasywacji na odcinku rury pęka, tworząc małe wgłębienia lub wżery na powierzchni rury.Takie wgłębienia prawdopodobnie będą rosły w miarę postępu reakcji elektrochemicznych, w wyniku których żelazo w metalu rozpuszcza się w roztworze na dnie wgłębienia.Rozpuszczone żelazo będzie następnie dyfundować do górnej części dołu i utleniać się, tworząc tlenek żelaza lub rdzę.W miarę pogłębiania się wgłębienia przyspieszają się reakcje elektrochemiczne, nasila się korozja, co może prowadzić do perforacji ścianki rury i prowadzić do nieszczelności.
Rury są bardziej podatne na wżery, jeśli ich zewnętrzna powierzchnia jest zanieczyszczona (Rysunek 1).Na przykład zanieczyszczenia pochodzące z operacji spawania i szlifowania mogą uszkodzić pasywacyjną warstwę tlenkową rury, tworząc w ten sposób i przyspieszając wżery.To samo dotyczy zwykłego radzenia sobie z zanieczyszczeniami z rur.Ponadto, gdy kropelki soli odparowują, mokre kryształy soli, które tworzą się na rurach, chronią warstwę tlenku i mogą prowadzić do powstawania wżerów.Aby zapobiec tego rodzaju zanieczyszczeniom, utrzymuj rury w czystości, regularnie przepłukując je świeżą wodą.
Rysunek 1. Rura ze stali nierdzewnej 316/316L zanieczyszczona kwasem, solą fizjologiczną i innymi osadami jest bardzo podatna na korozję wżerową.
korozja szczelinowa.W większości przypadków wżery mogą być łatwo wykryte przez operatora.Jednak korozja szczelinowa nie jest łatwa do wykrycia i stanowi większe zagrożenie dla operatorów i personelu.Zwykle ma to miejsce w przypadku rur, które mają wąskie szczeliny między otaczającymi materiałami, takich jak rury utrzymywane na miejscu za pomocą zacisków lub rury, które są ciasno upakowane obok siebie.Gdy solanka wsiąka w szczelinę, z czasem w jej obszarze tworzy się agresywny chemicznie zakwaszony roztwór chlorku żelazowego (FeCl3), co powoduje przyspieszoną korozję szczeliny (rys. 2).Ponieważ korozja szczelinowa z natury zwiększa ryzyko korozji, korozja szczelinowa może wystąpić w znacznie niższych temperaturach niż wżery.
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 powstawanie najpierw wżerów w szczelinie utworzonej między odcinkiem rury a kołnierzem podtrzymującym rurę.Jednak ze względu na wzrost stężenia Fe++ w płynie wewnątrz szczeliny, początkowy lejek staje się coraz większy, aż pokryje całe pęknięcie.Ostatecznie korozja szczelinowa może doprowadzić do perforacji rury.
Gęste pęknięcia stanowią największe ryzyko korozji.Dlatego zaciski do rur, które otaczają dużą część obwodu rury, są zwykle bardziej ryzykowne niż zaciski otwarte, które minimalizują powierzchnię styku między rurą a zaciskiem.Technicy serwisowi mogą pomóc zmniejszyć ryzyko korozji szczelinowej lub awarii poprzez regularne otwieranie osprzętu i sprawdzanie powierzchni rur pod kątem korozji.
Korozji wżerowej i szczelinowej można zapobiec, wybierając odpowiedni stop metalu do konkretnego zastosowania.Projektanci muszą zachować należytą staranność przy wyborze optymalnego materiału rurociągów, aby zminimalizować ryzyko korozji, w zależności od środowiska pracy, warunków procesowych i innych zmiennych.
Aby pomóc projektantom zoptymalizować wybór materiałów, mogą porównać wartości PREN metali, aby określić ich odporność 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 w stopie pierwiastków odpornych na korozję chromu, molibdenu i azotu.Współczynnik PREN opiera się na krytycznej temperaturze wżerowej (CPT) – najniższej temperaturze, w której występuje wżery – 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.Niewielki wzrost PREN jest równoważny tylko niewielkiemu wzrostowi CPT w porównaniu ze stopem, podczas gdy duży wzrost PREN wskazuje na znaczną poprawę wydajności w porównaniu ze znacznie wyższym CPT.
Tabela 1 porównuje wartości PREN dla różnych stopów powszechnie stosowanych w przemyśle naftowym i gazowym na morzu.Pokazuje, w jaki sposób specyfikacja może znacznie poprawić odporność na korozję, wybierając stop rur o wyższej jakości.PREN nieznacznie wzrasta z 316 SS do 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS lub Super Duplex 2507 SS są idealne do znacznego wzrostu wydajności.
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 wybranie stali nierdzewnej o wyższej zawartości niklu, ponieważ pierwiastek ten pomaga w repasywacji powierzchni wykazujących oznaki miejscowej korozji.Nikiel stabilizuje austenit i zapobiega powstawaniu martenzytu podczas gięcia lub ciągnienia na zimno rury sztywnej 1/8.Martenzyt jest niepożądaną fazą krystaliczną w metalach, która zmniejsza odporność stali nierdzewnej na miejscową korozję oraz pękanie naprężeniowe wywołane przez chlorki.Wyższa zawartość niklu wynosząca co najmniej 12% w stali 316/316L jest również pożądana w zastosowaniach z gazowym wodorem pod wysokim ciśnieniem.Minimalne stężenie niklu wymagane dla stali nierdzewnej ASTM 316/316L wynosi 10%.
Miejscowa korozja może wystąpić w dowolnym miejscu rurociągu używanego w środowisku morskim.Jednak wżery są bardziej prawdopodobne w obszarach, które są już zanieczyszczone, podczas gdy korozja szczelinowa jest bardziej prawdopodobna w obszarach o wąskich szczelinach między rurą a wyposażeniem instalacyjnym.Korzystając z PREN jako podstawy, projektant może wybrać najlepszy gatunek 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 wżery.W gorącym klimacie morskim należy poważnie rozważyć zastosowanie rur ze stali super austenitycznej 6-molibdenowej lub stali nierdzewnej super duplex 2507, ponieważ materiały te mają doskonałą odporność na miejscową korozję i pękanie chlorków.W chłodniejszym klimacie rura 316/316L może być wystarczająca, zwłaszcza jeśli istnieje historia udanego użytkowania.
Właściciele i operatorzy platform morskich mogą również podjąć kroki w celu zminimalizowania ryzyka korozji po zainstalowaniu rur.Powinni utrzymywać rury w czystości i regularnie przepłukiwać świeżą wodą, aby zmniejszyć ryzyko powstawania wżerów.Powinni również zlecić technikom konserwacji otwieranie zacisków podczas rutynowych kontroli w celu sprawdzenia korozji szczelinowej.
Postępując zgodnie z powyższymi krokami, właściciele i operatorzy platform mogą zmniejszyć ryzyko korozji rur i powiązanych wycieków w środowisku morskim, poprawić bezpieczeństwo i wydajność oraz zmniejszyć ryzyko utraty produktu lub emisji niezorganizowanych.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
The Journal of Petroleum Technology, sztandarowe czasopismo Society of Petroleum Engineers, dostarcza autorytatywnych informacji i artykułów na temat postępów w technologii wydobywczej, problemach przemysłu naftowego i gazowego oraz wiadomości o SPE i jej członkach.