Несмотря на присущую трубам из нержавеющей стали коррозионную стойкость, трубы из нержавеющей стали, установленные в морской среде, в течение ожидаемого срока службы подвергаются различным типам коррозии. Эта коррозия может привести к неорганизованным выбросам, потерям продукции и потенциальным рискам. Владельцы и операторы морских платформ могут снизить риск коррозии, указав более прочные материалы для труб, которые обеспечивают лучшую коррозионную стойкость. После этого они должны сохранять бдительность при осмотре химических инъекционных, гидравлических и импульсных линий, а также технологических контрольно-измерительных приборов и измерительного оборудования, чтобы убедиться, что коррозия не угрожает целостности установленных трубопроводов и не ставит под угрозу безопасность.
Локальная коррозия может быть обнаружена на многих платформах, судах, кораблях и трубопроводах морских установок. Эта коррозия может быть в форме точечной или щелевой коррозии, любая из которых может разрушить стенку трубы и вызвать выделение жидкости.
Риск коррозии возрастает при увеличении рабочей температуры применения. Тепло может ускорить разрушение защитной внешней пассивной оксидной пленки трубки, тем самым способствуя образованию точечной коррозии.
К сожалению, локальную точечную и щелевую коррозию трудно обнаружить, что затрудняет идентификацию, прогнозирование и проектирование этих типов коррозии. Учитывая эти риски, владельцы платформ, операторы и уполномоченные лица должны проявлять осторожность при выборе наилучшего материала трубопровода для своего применения. Выбор материала является их первой линией защиты от коррозии, поэтому важно правильно подобрать его. металла, тем выше его стойкость к локальной коррозии.
В этой статье будет рассмотрено, как определить точечную и щелевую коррозию, а также как оптимизировать выбор материала НКТ для морских нефтегазовых приложений на основе значения PREN материала.
Локальная коррозия возникает на небольших участках по сравнению с общей коррозией, которая более однородна на поверхности металла. Точечная и щелевая коррозия начинают образовываться на трубах из нержавеющей стали 316, когда внешняя богатая хромом пассивная оксидная пленка металла разрывается из-за воздействия агрессивных жидкостей, включая соленую воду. Морская среда, богатая хлоридами, а также высокие температуры и даже загрязнение поверхности труб увеличивают вероятность разрушения этой пассивирующей пленки.
Точечная коррозия возникает, когда пассивирующая пленка на длине трубы разрушается, образуя небольшие полости или ямки на поверхности трубы. Такие ямки, вероятно, разрастаются по мере протекания электрохимических реакций, в результате чего железо в металле растворяется в растворе на дне ямки. Затем растворенное железо диффундирует к верхней части ямки и окисляется с образованием оксида железа или ржавчины. перфорация стенки трубы и привести к протечкам.
Трубы более подвержены точечной коррозии, если их внешняя поверхность загрязнена (рис. 1). Например, загрязнения в результате сварочных и шлифовальных работ могут повредить пассивирующий оксидный слой трубы, тем самым формируя и ускоряя точечную коррозию. То же самое относится и к простому обращению с загрязнениями из труб. 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 точечная коррозия может быть легко обнаружена оператором. Однако щелевую коррозию нелегко обнаружить, и она представляет больший риск для операторов и персонала. Она обычно возникает на трубах, которые имеют узкие промежутки между окружающими материалами, например, трубы, удерживаемые на месте с помощью зажимов, или трубы, которые плотно установлены рядом друг с другом. 2). Поскольку щели сами по себе увеличивают риск коррозии, щелевая коррозия может возникать при температурах, намного более низких, чем точечная коррозия.
Рисунок 2 – Щелевая коррозия может развиваться между трубой и трубной опорой (вверху) и при установке трубы вплотную к другим поверхностям (внизу) из-за образования в щели химически агрессивного подкисленного раствора хлорного железа.
Щелевая коррозия обычно сначала имитирует точечную коррозию в щели, образованной между отрезком трубы и опорным хомутом трубы. Однако из-за увеличения концентрации Fe++ в жидкости внутри трещины первоначальная воронка становится все больше и больше, пока не покроет всю трещину. В конечном итоге щелевая коррозия может пробить трубу.
Плотные трещины представляют наибольший риск коррозии. Таким образом, хомуты, которые охватывают большую часть окружности трубы, как правило, представляют больший риск, чем открытые хомуты, которые сводят к минимуму контактную поверхность между трубой и хомутом. Специалисты по техническому обслуживанию могут помочь снизить вероятность щелевой коррозии, вызывающей повреждение или выход из строя, регулярно открывая хомуты и проверяя поверхность трубы на наличие коррозии.
Питтинговую и щелевую коррозию можно наилучшим образом предотвратить, выбрав правильный металлический сплав для конкретного применения. Разработчики спецификаций должны проявлять должную осмотрительность при выборе оптимального материала трубопровода, чтобы свести к минимуму риск коррозии в зависимости от рабочей 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 в нем хрома (Cr), молибдена (Mo) и азота (N), следующим образом:
PREN увеличивается с содержанием в сплаве коррозионно-стойких элементов хрома, молибдена и азота. Соотношение PREN основано на критической температуре точечной коррозии (CPT) — самой низкой температуре, при которой наблюдается точечная коррозия — для различных нержавеющих сталей в зависимости от химического состава. По существу, PREN пропорциональна CPT. большое увеличение PREN указывает на значительное улучшение производительности до значительно более высокого CPT.
В таблице 1 сравниваются значения PREN различных сплавов, обычно используемых в морской нефтегазовой промышленности. В ней показано, как спецификация может значительно улучшить коррозионную стойкость за счет выбора сплава более высокого качества для труб. PREN увеличивается лишь незначительно при переходе от нержавеющей стали 316 к нержавеющей стали 317. Для значительного повышения производительности идеально подходит супераустенитная нержавеющая сталь 6 Mo или супердуплексная нержавеющая сталь 2507.
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 бывает выгодно указывать нержавеющие стали с более высокими концентрациями никеля, поскольку этот элемент помогает повторно пассивировать поверхности, на которых видны признаки локальной коррозии. устойчивость стали к локальной коррозии, а также к растрескиванию под напряжением, вызванному хлоридами. Более высокое содержание никеля не менее 12% в 316/316L также желательно для применений, связанных с газообразным водородом под высоким давлением. Минимальная концентрация никеля, необходимая для нержавеющей стали 316/316L в стандартной спецификации ASTM, составляет 10%.
Локальная коррозия может возникнуть в любом месте на трубах, используемых в морской среде. Однако точечная коррозия чаще возникает в областях, которые уже загрязнены, в то время как щелевая коррозия, скорее всего, возникает в областях с узкими зазорами между трубой и монтажным оборудованием. Используя PREN в качестве основы, спецификатор может выбрать лучший сплав для труб, чтобы свести к минимуму риск любого вида локальной коррозии.
Однако имейте в виду, что существуют и другие переменные, которые могут повлиять на риск коррозии. Например, температура влияет на стойкость нержавеющей стали к точечной коррозии. Для жаркого морского климата следует серьезно рассмотреть трубы из супераустенитной молибденовой стали 6 или супердуплексной нержавеющей стали 2507, поскольку эти материалы обладают превосходной стойкостью к локальной коррозии и растрескиванию под действием хлоридов.
Владельцы и операторы морских платформ также могут предпринять шаги, чтобы свести к минимуму риск коррозии после установки труб. Они должны содержать трубы в чистоте и регулярно промывать их пресной водой, чтобы снизить риск точечной коррозии. Они также должны привлекать специалистов по техническому обслуживанию, открывающих зажимы труб во время плановых проверок, чтобы проверить наличие щелевой коррозии.
Следуя описанным выше шагам, владельцы и операторы платформ могут снизить риск коррозии труб и связанных с этим утечек в морской среде, повысить безопасность и эффективность, а также снизить вероятность потери продукта или выброса летучих выбросов.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology — ведущий журнал Общества инженеров-нефтяников, в котором публикуются авторитетные сводки и статьи о достижениях в области технологий разведки и добычи, проблемах нефтегазовой отрасли, а также новости об SPE и ее членах.