În ciuda rezistenței inerente la coroziune a țevilor din oțel inoxidabil, țevile din oțel inoxidabil instalate în medii marine sunt supuse diferitelor tipuri de coroziune pe parcursul duratei de viață estimate. Această coroziune poate duce la emisii fugitive, pierderi de produse și riscuri potențiale. Proprietarii și operatorii de platforme offshore pot reduce riscul de coroziune prin specificarea materialelor de țevi mai puternice, care oferă o rezistență mai bună la coroziune, atunci când trebuie să rămână mai vigilenți la coroziune și la injecție. liniile și instrumentele de procesare și echipamentele de detectare pentru a se asigura că coroziunea nu amenință integritatea conductelor instalate și nu compromite siguranța.
Coroziunea localizată poate fi găsită pe multe platforme, vase, nave și conducte din instalațiile offshore. Această coroziune poate fi sub formă de coroziune prin pitting sau crevase, oricare dintre acestea poate eroda peretele conductei și poate provoca eliberarea de fluid.
Riscul de coroziune este mai mare atunci când temperatura de funcționare a aplicației crește. Căldura poate accelera distrugerea peliculei exterioare de protecție pasive de oxid a tubului, promovând astfel formarea coroziunii prin pitting.
Din nefericire, coroziunea localizată a gropilor și a crăpăturilor pot fi dificil de detectat, ceea ce face ca aceste tipuri de coroziune să fie mai dificil de identificat, prezis și proiectat. Având în vedere aceste riscuri, proprietarii de platforme, operatorii și reprezentanții desemnați ar trebui să fie precauți atunci când selectează cel mai bun material de conducte pentru aplicarea lor. Selecția materialului este prima lor linie de apărare împotriva coroziunii, așa că este important să fie corectă. Număr (PREN). Cu cât valoarea PREN a unui metal este mai mare, cu atât este mai mare rezistența acestuia la coroziune localizată.
Acest articol va analiza modul de identificare a coroziunii prin pitting și crevase și modul de optimizare a selecției materialelor pentru tuburi pentru aplicații offshore de petrol și gaze pe baza valorii PREN a materialului.
Coroziunea localizată are loc în zone mici în comparație cu coroziunea generală, care este mai uniformă pe suprafața metalului. Coroziunea cu gropi și crevare încep să se formeze pe țevile din oțel inoxidabil 316 atunci când pelicula exterioară de oxid pasiv bogată în crom a metalului se rupe din cauza expunerii la fluide corozive, inclusiv la apă sărată. film.
Coroziunea prin pitting apare atunci când pelicula de pasivare de pe o lungime a conductei este distrusă, formând mici cavități sau gropi pe suprafața conductei. Astfel de gropi sunt susceptibile să crească pe măsură ce au loc reacții electrochimice, determinând ca fierul din metal să se dizolve în soluția de la fundul gropii. Fierul dizolvat va difuza apoi spre partea de sus a gropii și se va oxida pentru a se oxida sau reoxidează electrochimic. se accelerează, coroziunea se intensifică și poate duce la perforarea peretelui conductei și poate duce la scurgeri.
Tuburile sunt mai susceptibile la coroziunea prin pitting atunci când suprafața sa exterioară este contaminată (Figura 1). De exemplu, contaminarea de la operațiunile de sudură și șlefuire poate deteriora stratul de oxid pasiv al țevii, formând și accelerând astfel coroziunea prin pitting. Același lucru este valabil și pentru pur și simplu tratarea contaminării din țevi. pentru a preveni aceste tipuri de contaminare, mențineți conductele curate, clătindu-le în mod regulat cu apă proaspătă.
Figura 1 – Țeava din oțel inoxidabil 316/316L contaminată cu acid, saramură și alte depuneri este foarte susceptibilă la coroziune.
coroziunea în crăpături. În cele mai multe cazuri, pipaturile pot fi identificate cu ușurință de către operator. Cu toate acestea, coroziunea în crăpături nu este ușor de detectat și prezintă un risc mai mare pentru operatori și personal. Apare de obicei pe țevile care au spații strânse între materialele înconjurătoare, cum ar fi țevile ținute în poziție cu cleme sau țevile care sunt bine instalate una lângă alta. zona de-a lungul timpului și provoacă accelerarea coroziunii în crăpături (Figura 2). Deoarece crăpăturile însele cresc riscul de coroziune, coroziunea în crăpături poate apărea la temperaturi mult mai scăzute decât coroziunea prin pitting.
Figura 2 – Coroziunea în spate se poate dezvolta între țeavă și suportul țevii (sus) și atunci când țeava este instalată aproape de alte suprafețe (de jos) din cauza formării unei soluții de clorură ferică acidificată chimic agresivă în fisură.
Coroziunea în crevață simulează de obicei coroziunea prin pitting mai întâi în creva formată între o lungime de țeavă și clema de susținere a țevii. Cu toate acestea, datorită concentrației crescânde de Fe++ în fluidul din interiorul fracturii, craterul inițial devine din ce în ce mai mare până când acoperă întreaga fractură. În cele din urmă, coroziunea crevată poate perfora conducta.
Fisurile strânse reprezintă cel mai mare risc de coroziune. Prin urmare, clemele de țeavă care se înfășoară pe cea mai mare parte a circumferinței țevii tind să prezinte un risc mai mare decât clemele deschise, care reduc la minimum suprafața de contact dintre țeavă și clemă. Tehnicienii de întreținere pot ajuta la reducerea probabilității de coroziune a fisurilor care provoacă daune sau defecțiuni, deschizând regulat suprafața țevii și inspectând coroziunea țevii.
Coroziunea grozavă și crevată poate fi prevenită cel mai bine prin alegerea aliajului metalic potrivit pentru aplicație. Specificatorii trebuie să exercite diligența necesară pentru a selecta materialul optim pentru conducte pentru a minimiza riscul de coroziune în funcție de mediul de operare, condițiile de proces și alte variabile.
Pentru a ajuta specificatorii să optimizeze selecția materialelor, aceștia pot compara valorile PREN ale metalelor pentru a determina rezistența acestora la coroziune localizată. PREN poate fi calculat din compoziția chimică a aliajului, inclusiv conținutul său de crom (Cr), molibden (Mo) și azot (N), după cum urmează:
PREN crește odată cu conținutul de elemente rezistente la coroziune crom, molibden și azot din aliaj. Relația PREN se bazează pe temperatura critică de pitting (CPT) – cea mai scăzută temperatură la care se observă coroziunea prin pitting – pentru diferite oțeluri inoxidabile în raport cu compoziția chimică. creșterea CPT în comparație cu aliajul, în timp ce o creștere mare a PREN indică o îmbunătățire semnificativă a performanței la un CPT semnificativ mai mare.
Tabelul 1 compară valorile PREN ale diferitelor aliaje utilizate în mod obișnuit în aplicații de petrol și gaze offshore. Arată cum specificația poate îmbunătăți semnificativ rezistența la coroziune prin selectarea unui aliaj de țevi de calitate superioară. PREN crește doar ușor la trecerea de la oțel inoxidabil 316 la 317. Pentru o creștere semnificativă a performanței, oțelul inoxidabil super austenitic 6 Mo este ideal utilizat în oțel inoxidabil 2507 super austenitic.
Concentrațiile mai mari de nichel (Ni) din oțel inoxidabil sporesc, de asemenea, rezistența la coroziune. Cu toate acestea, conținutul de nichel al oțelului inoxidabil nu face parte din ecuația PREN. În orice caz, este adesea benefic să specificați oțeluri inoxidabile cu concentrații mai mari de nichel, deoarece acest element ajută la re-pasivizarea suprafețelor care prezintă semne de coroziune localizată la stabilizarea formei de austenă/benzită și de stabilizare a coroziunii. țeavă.Martensita este o fază cristalină nedorită a metalelor care reduce rezistența oțelului inoxidabil la coroziune localizată, precum și la fisurarea prin stres indusă de clorură. Un conținut mai mare de nichel de cel puțin 12% în 316/316L este, de asemenea, de dorit pentru aplicații care implică hidrogen gazos de înaltă presiune.
Coroziunea localizată poate apărea oriunde pe țevile utilizate în medii marine. Cu toate acestea, coroziunea prin pitting este mai probabil să apară în zonele care sunt deja contaminate, în timp ce coroziunea crevată este mai probabil să apară în zonele cu spații înguste între țeavă și hardware-ul de montaj. Folosind PREN ca bază, producătorul poate selecta cel mai bun aliaj de țevi pentru a minimiza riscul oricărui tip de coroziune localizată.
Cu toate acestea, rețineți că există și alte variabile care pot afecta riscul de coroziune. De exemplu, temperatura afectează rezistența la pitting a oțelului inoxidabil. Pentru climatele marine calde, țeava 6 molibden super austenitică sau 2507 super duplex din oțel inoxidabil ar trebui luate în considerare deoarece aceste materiale au o rezistență excelentă la coroziune localizată și la fisurarea prin stres cu clor.
Proprietarii și operatorii de platforme offshore pot, de asemenea, să ia măsuri pentru a minimiza riscul de coroziune după instalarea tubulaturii. Ei ar trebui să păstreze conductele curate și spălate cu apă proaspătă în mod regulat pentru a reduce riscul de coroziune.
Urmând pașii menționați mai sus, proprietarii și operatorii platformei pot reduce riscul coroziunii tubulaturii și scurgerilor aferente în mediile marine, îmbunătățind siguranța și eficiența, reducând în același timp șansa de pierdere a produsului sau de eliberare a emisiilor fugitive.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Jurnalul Tehnologiei Petrolului este revista emblematică a Societății Inginerilor Petrolieri, care oferă rezumate și caracteristici cu autoritate despre progresele în tehnologia de explorare și producție, probleme legate de industria petrolului și gazelor și știri despre SPE și membrii săi.