Pomimo wrodzonej odporności na korozję rur ze stali nierdzewnej, rury ze stali nierdzewnej instalowane w środowiskach morskich są narażone na różne rodzaje korozji w trakcie oczekiwanego okresu użytkowania. Korozja ta może prowadzić do emisji ulotnych, strat produktu i potencjalnych zagrożeń. Właściciele i operatorzy platform wiertniczych mogą zmniejszyć ryzyko korozji, określając mocniejsze materiały rurowe, które zapewniają lepszą odporność na korozję. Następnie muszą zachować czujność podczas kontroli przewodów wtrysku chemikaliów, przewodów hydraulicznych i impulsowych oraz przyrządów i urządzeń procesowych, aby upewnić się, że korozja nie zagraża integralności zainstalowanych przewodów ani nie naraża bezpieczeństwa.
Lokalna korozja może występować na wielu platformach, statkach, okrętach i rurociągach morskich. Korozja ta może mieć postać korozji wżerowej lub szczelinowej, z których każda może powodować erozję ścianki rury i uwalnianie cieczy.
Ryzyko korozji wzrasta wraz ze wzrostem temperatury roboczej aplikacji. Ciepło może przyspieszyć degradację zewnętrznej pasywnej warstwy tlenkowej rury, co sprzyja powstawaniu wżerów.
Niestety, trudno wykryć miejscowe wżery i korozję szczelinową, co utrudnia identyfikację, przewidywanie i projektowanie tych rodzajów korozji. Biorąc pod uwagę te zagrożenia, właściciele platform, operatorzy i osoby wyznaczone muszą zachować ostrożność przy wyborze najlepszego materiału rurociągu do swoich zastosowań. Wybór materiału jest ich pierwszą linią obrony przed korozją, więc jego właściwe wybranie jest bardzo ważne. Na szczęście mogą wybrać bardzo prosty, ale bardzo skuteczny pomiar miejscowej odporności na korozję, Pitting Resistance Equivalent Number (PREN). Im wyższa wartość PREN metalu, tym wyższa jego odporność na miejscową korozję.
W tym artykule omówiono sposoby identyfikacji korozji wżerowej i szczelinowej oraz optymalizację doboru materiałów na rury do zastosowań w wydobyciu ropy naftowej i gazu na morzu w oparciu o wartość PREN materiału.
Korozja lokalna występuje na małych obszarach w porównaniu do korozji ogólnej, która jest bardziej równomierna na całej powierzchni metalu. Korozja wżerowa i szczelinowa zaczyna się tworzyć na rurach ze stali nierdzewnej 316, gdy zewnętrzna, bogata w chrom, pasywna warstwa tlenkowa metalu ulega rozpadowi z powodu narażenia na działanie żrących cieczy, w tym słonej wody. Środowiska morskie bogate w chlorki, a także wysokie temperatury, a nawet zanieczyszczenie powierzchni rur, zwiększają prawdopodobieństwo degradacji tej pasywacyjnej warstwy.
korozja wżerowa Korozja wżerowa występuje, gdy warstwa pasywacyjna na odcinku rury ulega zniszczeniu, tworząc małe wgłębienia lub wżery na powierzchni rury. Takie wżery prawdopodobnie będą się powiększać w miarę postępu reakcji elektrochemicznych, w wyniku których żelazo w metalu zostanie rozpuszczone w roztworze na dnie wżeru. Rozpuszczone żelazo będzie następnie dyfundować do górnej części wżeru i utleniać się, tworząc tlenek żelaza lub rdzę. W miarę pogłębiania się wżeru reakcje elektrochemiczne przyspieszają, korozja wzrasta, co może prowadzić do perforacji ścianki rury i prowadzić do przecieków.
Rury są bardziej podatne na wżery, jeśli ich zewnętrzna powierzchnia jest zanieczyszczona (rysunek 1). Na przykład zanieczyszczenia pochodzące ze spawania i szlifowania mogą uszkodzić pasywacyjną warstwę tlenku rury, powodując i przyspieszając wżery. To samo dotyczy po prostu radzenia sobie z zanieczyszczeniami z rur. Ponadto, gdy krople soli odparowują, mokre kryształy soli, które tworzą się na rurach, chronią warstwę tlenku i mogą prowadzić do wżerów. Aby zapobiec tego typu zanieczyszczeniom, utrzymuj rury w czystości, regularnie płucząc je świeżą wodą.
Rysunek 1. Rury ze stali nierdzewnej 316/316L zanieczyszczone kwasem, solą i innymi osadami są bardzo podatne na powstawanie wżerów.
korozja szczelinowa. W większości przypadków operator może łatwo wykryć wżery. Jednak korozja szczelinowa nie jest łatwa do wykrycia i stanowi większe ryzyko dla operatorów i personelu. Zwykle występuje w rurach, które mają wąskie szczeliny między otaczającymi materiałami, takimi jak rury utrzymywane na miejscu za pomocą zacisków lub rury, które są ciasno upakowane obok siebie. Gdy solanka przesącza się do szczeliny, z czasem w tym obszarze tworzy się chemicznie agresywny zakwaszony roztwór chlorku żelaza (FeCl3), co powoduje przyspieszenie korozji szczelinowej (rys. 2). Ponieważ sama szczelina zwiększa ryzyko korozji, korozja szczelinowa może wystąpić w temperaturach znacznie niższych niż wżery.
Rysunek 2 – Korozja szczelinowa może rozwijać się pomiędzy rurą a jej podporą (góra) oraz gdy rura jest zainstalowana blisko innych powierzchni (dół) ze względu na tworzenie się w szczelinie chemicznie agresywnego zakwaszonego roztworu chlorku żelaza.
Korozja szczelinowa zwykle symuluje wżery najpierw w szczelinie utworzonej między sekcją rury a kołnierzem podporowym rury. Jednak ze względu na wzrost stężenia Fe++ w płynie wewnątrz pęknięcia, 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 rurowe, które obejmują większą część obwodu rury, są zazwyczaj bardziej ryzykowne niż zaciski otwarte, które minimalizują powierzchnię styku między rurą a zaciskiem. Technicy serwisowi mogą pomóc zmniejszyć ryzyko uszkodzenia lub awarii spowodowanej korozją szczelinową, regularnie otwierając zaciski i sprawdzając powierzchnię rury pod kątem korozji.
Korozji wżerowej i szczelinowej można zapobiec, wybierając odpowiedni stop metali do danego zastosowania. Specyfikatorzy muszą zachować należytą staranność przy wyborze optymalnego materiału rurowego, aby zminimalizować ryzyko korozji w zależności od środowiska procesu, warunków procesu i innych zmiennych.
Aby pomóc specyfikatorom zoptymalizować wybór materiałów, mogą oni porównać wartości PREN metali, aby określić ich odporność na korozję lokalną. 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 odpornych na korozję pierwiastków chromu, molibdenu i azotu w stopie. Współczynnik PREN opiera się na krytycznej temperaturze wżerów (CPT) – najniższej temperaturze, w której występują 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 jedynie 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, jak specyfikacja może znacznie poprawić odporność na korozję poprzez wybór stopu rurowego wyższej jakości. PREN nieznacznie wzrasta od 316 SS do 317 SS. Super austenityczna stal 6 Mo SS lub Super Duplex 2507 SS są idealne do znacznego zwiększenia wydajności.
Wyższe stężenia niklu (Ni) w stali nierdzewnej również zwiększają odporność na korozję. Jednak zawartość niklu w stali nierdzewnej nie jest częścią równania PREN. W każdym razie często korzystne jest wybieranie stali nierdzewnych o wyższej zawartości niklu, ponieważ ten pierwiastek pomaga w ponownej pasywacji powierzchni, które wykazują oznaki korozji miejscowej. Nikiel stabilizuje austenit i zapobiega tworzeniu się martenzytu podczas gięcia lub ciągnienia na zimno rur sztywnych 1/8. Martenzyt jest niepożądaną fazą krystaliczną w metalach, która zmniejsza odporność stali nierdzewnej na korozję miejscową, a także pękanie naprężeniowe wywołane przez chlorki. Wyższa zawartość niklu, wynosząca co najmniej 12% w stali 316/316L, jest również pożądana w zastosowaniach z gazem wodorowym pod wysokim ciśnieniem. Minimalne stężenie niklu wymagane dla stali nierdzewnej ASTM 316/316L wynosi 10%.
Lokalna korozja może wystąpić w dowolnym miejscu rur używanych w środowiskach morskich. Jednak wżery są bardziej prawdopodobne w obszarach, które są już zanieczyszczone, podczas gdy korozja szczelinowa jest bardziej prawdopodobna w obszarach z wąskimi szczelinami między rurą a sprzętem instalacyjnym. Używając PREN jako podstawy, specyfikator może wybrać najlepszy stop rur, aby zminimalizować ryzyko wszelkiego rodzaju lokalnej korozji.
Należy jednak pamiętać, że istnieją inne zmienne, które mogą mieć wpływ na ryzyko korozji. Na przykład temperatura wpływa na odporność stali nierdzewnej na wżery. W gorącym klimacie morskim należy poważnie rozważyć rury ze stali nierdzewnej superaustenitycznej 6 molibdenowej lub superduplex 2507, ponieważ materiały te mają doskonałą odporność na miejscową korozję i pękanie chlorkowe. W chłodniejszym klimacie wystarczająca może być rura 316/316L, zwłaszcza jeśli istnieje historia udanego użytkowania.
Właściciele i operatorzy platform offshore mogą również podjąć kroki w celu zminimalizowania ryzyka korozji po zainstalowaniu rur. Powinni utrzymywać rury w czystości i regularnie przepłukiwać je świeżą wodą, aby zmniejszyć ryzyko wżerów. Powinni również zlecić technikom konserwacyjnym otwieranie zacisków rurowych podczas rutynowych inspekcji w celu sprawdzenia korozji szczelinowej.
Postępując zgodnie z powyższymi wskazówkami, właściciele i operatorzy platform mogą zmniejszyć ryzyko korozji rur i związanych z nią przecieków w środowisku morskim, poprawić bezpieczeństwo i wydajność oraz ograniczyć ryzyko utraty produktu lub emisji uciekających.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology jest wiodącym czasopismem Society of Petroleum Engineers, w którym publikowane są wiarygodne podsumowania i artykuły na temat postępów w dziedzinie technologii wydobywczych, zagadnień związanych z przemysłem naftowym i gazowym, a także aktualności na temat SPE i jego członków.