Несмотря на присущую нержавеющим стальным трубам коррозионную стойкость, нержавеющие стальные трубы, установленные в морской среде, подвергаются различным типам коррозии в течение ожидаемого срока службы. Эта коррозия может привести к неконтролируемым выбросам, потерям продукта и потенциальным рискам. Владельцы и операторы морских платформ могут снизить риск коррозии, указав более прочные материалы труб, которые обеспечивают лучшую коррозионную стойкость. После этого они должны сохранять бдительность при осмотре линий впрыска химикатов, гидравлических и импульсных линий, а также технологических приборов и контрольно-измерительных приборов, чтобы гарантировать, что коррозия не угрожает целостности установленного трубопровода или не ставит под угрозу безопасность.
Локальная коррозия может быть обнаружена на многих платформах, судах, кораблях и морских трубопроводах. Эта коррозия может быть в форме точечной или щелевой коррозии, каждая из которых может разъедать стенку трубы и вызывать выброс жидкости.
Риск коррозии увеличивается с ростом рабочей температуры применения. Тепло может ускорить деградацию защитной внешней пассивной оксидной пленки трубки, тем самым способствуя образованию питтинга.
К сожалению, локализованную точечную и щелевую коррозию трудно обнаружить, что затрудняет идентификацию, прогнозирование и проектирование этих типов коррозии. Учитывая эти риски, владельцы платформ, операторы и назначенные лица должны проявлять осторожность при выборе наилучшего материала трубопровода для своего применения. Выбор материала является их первой линией защиты от коррозии, поэтому сделать его правильно очень важно. К счастью, они могут выбрать очень простую, но очень эффективную меру локализованной коррозионной стойкости — эквивалентное число стойкости к точечной коррозии (PREN). Чем выше значение PREN металла, тем выше его стойкость к локализованной коррозии.
В этой статье мы рассмотрим, как выявить точечную и щелевую коррозию, а также как оптимизировать выбор материала труб для применения в морской добыче нефти и газа на основе значения PREN материала.
Локальная коррозия возникает на небольших участках по сравнению с общей коррозией, которая более равномерна по поверхности металла. Точечная и щелевая коррозия начинают образовываться на трубках из нержавеющей стали 316, когда внешняя богатая хромом пассивная оксидная пленка металла разрушается из-за воздействия едких жидкостей, включая соленую воду. Морская среда, богатая хлоридами, а также высокие температуры и даже загрязнение поверхности трубок увеличивают вероятность деградации этой пассивирующей пленки.
питтинг Питтинговая коррозия происходит, когда пассивирующая пленка на участке трубы разрушается, образуя небольшие полости или ямки на поверхности трубы. Такие ямки, вероятно, будут расти по мере протекания электрохимических реакций, в результате чего железо в металле растворяется в растворе на дне ямки. Затем растворенное железо будет диффундировать к верхней части ямки и окисляться, образуя оксид железа или ржавчину. По мере углубления ямки электрохимические реакции ускоряются, коррозия усиливается, что может привести к перфорации стенки трубы и вызвать утечки.
Трубы более подвержены точечной коррозии, если их внешняя поверхность загрязнена (рисунок 1). Например, загрязняющие вещества от сварки и шлифовки могут повредить пассивирующий оксидный слой трубы, тем самым формируя и ускоряя точечную коррозию. То же самое касается и просто борьбы с загрязнениями от труб. Кроме того, по мере испарения капель соли, влажные кристаллы соли, которые образуются на трубах, защищают оксидный слой и могут привести к точечной коррозии. Чтобы предотвратить эти типы загрязнения, держите трубы в чистоте, регулярно промывая их пресной водой.
Рисунок 1. Труба из нержавеющей стали 316/316L, загрязненная кислотой, солевым раствором и другими отложениями, очень подвержена точечной коррозии.
Щелевая коррозия. В большинстве случаев оператор может легко обнаружить точечную коррозию. Однако щелевую коррозию нелегко обнаружить, и она представляет большую опасность для операторов и персонала. Обычно это происходит на трубах, которые имеют узкие зазоры между окружающими материалами, например, трубы, удерживаемые на месте зажимами, или трубы, которые плотно упакованы рядом друг с другом. Когда рассол просачивается в щель, со временем в этой области образуется химически агрессивный подкисленный раствор хлорида железа (FeCl3), который ускоряет щелевую коррозию (рис. 2). Поскольку сама щель увеличивает риск коррозии, щелевая коррозия может возникать при температурах, значительно более низких, чем точечная коррозия.
Рисунок 2 – Щелевая коррозия может развиваться между трубой и ее опорой (вверху), а также при установке трубы вблизи других поверхностей (внизу) из-за образования в зазоре химически агрессивного подкисленного раствора хлорида железа.
Щелевая коррозия обычно имитирует питтинг, который сначала образуется в зазоре между секцией трубы и опорным воротником трубы. Однако из-за увеличения концентрации Fe++ в жидкости внутри трещины начальная воронка становится все больше и больше, пока не покроет всю трещину. В конечном итоге щелевая коррозия может привести к перфорации трубы.
Плотные трещины представляют наибольший риск коррозии. Поэтому трубные зажимы, которые охватывают большую часть окружности трубы, как правило, более опасны, чем открытые зажимы, которые минимизируют контактную поверхность между трубой и зажимом. Специалисты по обслуживанию могут помочь снизить вероятность повреждения или выхода из строя щелевой коррозии, регулярно открывая зажимы и проверяя поверхность трубы на наличие коррозии.
Питтинговую и щелевую коррозию можно предотвратить, выбрав правильный металлический сплав для применения. Спецификаторы должны проявлять должную осмотрительность при выборе оптимального материала трубопровода, чтобы минимизировать риск коррозии в зависимости от технологической среды, условий процесса и других переменных.
Чтобы помочь спецификаторам оптимизировать выбор материала, они могут сравнить значения PREN металлов, чтобы определить их устойчивость к локальной коррозии. PREN можно рассчитать на основе химического состава сплава, включая содержание хрома (Cr), молибдена (Mo) и азота (N), следующим образом:
PREN увеличивается с содержанием в сплаве коррозионно-стойких элементов хрома, молибдена и азота. Коэффициент PREN основан на критической температуре питтинга (CPT) — самой низкой температуре, при которой происходит питтинг — для различных нержавеющих сталей в зависимости от химического состава. По сути, PREN пропорционален CPT. Поэтому более высокие значения PREN указывают на более высокую стойкость к питтингу. Небольшое увеличение PREN эквивалентно только небольшому увеличению CPT по сравнению со сплавом, в то время как большое увеличение PREN указывает на значительное улучшение характеристик по сравнению со значительно более высоким CPT.
Таблица 1 сравнивает значения PREN для различных сплавов, обычно используемых в морской нефтегазовой промышленности. Она показывает, как спецификация может значительно улучшить коррозионную стойкость, выбрав более качественный сплав для труб. PREN немного увеличивается с 316 SS до 317 SS. Super Austenitic 6 Mo SS или Super Duplex 2507 SS идеально подходят для значительного повышения производительности.
Более высокие концентрации никеля (Ni) в нержавеющей стали также повышают коррозионную стойкость. Однако содержание никеля в нержавеющей стали не является частью уравнения PREN. В любом случае часто выгодно выбирать нержавеющие стали с более высоким содержанием никеля, так как этот элемент помогает повторно пассивировать поверхности, на которых видны признаки локальной коррозии. Никель стабилизирует аустенит и предотвращает образование мартенсита при изгибе или холодном волочении жесткой трубы 1/8. Мартенсит является нежелательной кристаллической фазой в металлах, которая снижает стойкость нержавеющей стали к локальной коррозии, а также к растрескиванию под действием хлоридов. Более высокое содержание никеля, по крайней мере 12% в стали 316/316L, также желательно для применений с водородным газом высокого давления. Минимальная концентрация никеля, требуемая для нержавеющей стали ASTM 316/316L, составляет 10%.
Локальная коррозия может возникнуть в любом месте труб, используемых в морской среде. Однако точечная коррозия чаще встречается в областях, которые уже загрязнены, в то время как щелевая коррозия чаще возникает в областях с узкими зазорами между трубой и монтажным оборудованием. Используя PREN в качестве основы, спецификатор может выбрать лучший сплав трубы, чтобы свести к минимуму риск любого вида локальной коррозии.
Однако следует помнить, что существуют и другие переменные, которые могут влиять на риск коррозии. Например, температура влияет на устойчивость нержавеющей стали к точечной коррозии. Для жаркого морского климата следует серьезно рассмотреть трубы из супераустенитной 6 молибденовой стали или супердуплексной нержавеющей стали 2507, поскольку эти материалы обладают превосходной устойчивостью к локальной коррозии и хлоридному растрескиванию. Для более прохладного климата может быть достаточно трубы 316/316L, особенно если есть история успешного использования.
Владельцы и операторы морских платформ также могут предпринять шаги для минимизации риска коррозии после установки труб. Они должны содержать трубы в чистоте и регулярно промывать их пресной водой, чтобы снизить риск образования точечной коррозии. Они также должны заставить специалистов по техническому обслуживанию открывать зажимы труб во время плановых проверок для проверки на наличие щелевой коррозии.
Выполняя указанные выше действия, владельцы и операторы платформ могут снизить риск коррозии труб и связанных с ней утечек в морской среде, повысить безопасность и эффективность, а также уменьшить вероятность потери продукции или неконтролируемых выбросов.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology — ведущий журнал Общества инженеров-нефтяников, публикующий авторитетные обзоры и статьи о достижениях в области технологий добычи, проблемах нефтегазовой отрасли, а также новости об SPE и его членах.