Незважаючи на притаманну корозійну стійкість труб з нержавіючої сталі, труби з нержавіючої сталі, встановлені в морському середовищі, піддаються різним типам корозії протягом очікуваного терміну експлуатації. Ця корозія може призвести до неконтрольованих викидів, втрати продукту та потенційних ризиків. Власники та оператори морських платформ можуть зменшити ризик корозії, вказавши міцніші матеріали для труб, які забезпечують кращу корозійну стійкість. Після цього вони повинні залишатися пильними під час перевірки хімічних ін’єкцій, гідравлічні та імпульсні лінії, а також контрольно-вимірювальні прилади процесу та датчики, щоб переконатися, що корозія не загрожує цілісності встановлених трубопроводів і не ставить під загрозу безпеку.
Локальну корозію можна виявити на багатьох платформах, суднах, кораблях і трубопроводах морських установок. Ця корозія може мати форму точкової або щілинної корозії, кожна з яких може роз’їсти стінку труби та спричинити викид рідини.
Ризик корозії зростає, коли робоча температура нанесення підвищується. Тепло може прискорити руйнування захисної зовнішньої пасивної оксидної плівки трубки, тим самим сприяючи утворенню точкової корозії.
На жаль, локалізовану точкову та щілинну корозію важко виявити, що ускладнює виявлення, прогнозування та проектування цих типів корозії. Враховуючи ці ризики, власники платформ, оператори та вповноважені особи повинні проявляти обережність, вибираючи найкращий матеріал для трубопроводів для свого застосування. Вибір матеріалу є їхньою першою лінією захисту від корозії, тому важливо зробити це правильно. На щастя, вони можуть вибрати, використовуючи дуже простий, але дуже ефективний засіб локалізованої корозії. стійкість, еквівалентне число опору точці (PREN). Чим вище значення PREN металу, тим вище його стійкість до локальної корозії.
У цій статті розглядається, як визначити точкову та щілинну корозію та як оптимізувати вибір матеріалу труб для морських нафтових і газових застосувань на основі значення PREN матеріалу.
Локалізована корозія виникає на невеликих ділянках порівняно із загальною корозією, яка більш рівномірна на металевій поверхні. Точкова та щілинна корозія починає утворюватися на трубах з нержавіючої сталі 316, коли зовнішня багата хромом пасивна оксидна плівка металу розривається через вплив корозійних рідин, зокрема солоної води. Морське середовище, багате хлоридами на морі та на суші, а також високі температури та навіть забруднення поверхні труб. , збільшити потенціал руйнування цієї пасиваційної плівки.
Точкова корозія виникає, коли пасиваційна плівка на довжині труби руйнується, утворюючи невеликі порожнини або ямки на поверхні труби. Такі ямки, ймовірно, виростуть під час електрохімічних реакцій, що призводять до розчинення заліза в металі в розчині на дні ями. Потім розчинене залізо дифундує до верхньої частини ями та окислюється з утворенням оксиду заліза або іржі. поглиблюється, прискорюються електрохімічні реакції, посилюється корозія, що може призвести до перфорації стінки труби та витоку.
Труби більш сприйнятливі до точкової корозії, якщо їх зовнішня поверхня забруднена (Малюнок 1). Наприклад, забруднення від зварювання та шліфування можуть пошкодити пасивуючий оксидний шар труби, таким чином утворюючи та прискорюючи точкову корозію. Те саме стосується простого поводження із забрудненням із труб. Крім того, коли краплі розсолу випаровуються, вологі кристали солі, які утворюються на трубах, роблять те саме для захисту труб. оксидний шар і може призвести до точкової корозії. Щоб запобігти цим видам забруднення, тримайте труби в чистоті, регулярно промиваючи їх свіжою водою.
Рисунок 1. Труба з нержавіючої сталі 316/316L, забруднена кислотою, розсолом та іншими відкладеннями, дуже сприйнятлива до точкової корозії.
Щілинна корозія. У більшості випадків оператор може легко визначити точкову корозію. Однак щілинну корозію нелегко виявити, і вона становить більший ризик для операторів і персоналу. Зазвичай вона виникає на трубах, які мають вузький простір між навколишніми матеріалами, наприклад, труби, що фіксуються за допомогою затискачів, або труби, які щільно встановлені поруч. Коли розсіл просочується в щілину, хімічно агресивний підкислений хлорид заліза (FeCl3 ) розчин утворюється в зоні з часом і спричиняє прискорену щілинну корозію (Малюнок 2). Оскільки щілини самі збільшують ризик корозії, щілинна корозія може відбуватися при температурах, значно нижчих, ніж точкова.
Рисунок 2 – Щілинна корозія може розвинутися між трубою та опорою труби (верхня частина), а також коли трубу встановлено близько до інших поверхонь (нижня частина) через утворення хімічно агресивного підкисленого розчину хлориду заліза в щілині.
Щілинна корозія зазвичай імітує точкову корозію спочатку в щілині, утвореній між відрізком труби та опорним затискачем труби. Однак через збільшення концентрації Fe++ у рідині всередині тріщини початковий кратер стає все більшим і більшим, поки не покриє всю тріщину. Зрештою, щілинна корозія може перфорувати трубу.
Щільні тріщини становлять найбільший ризик корозії. Тому трубні хомути, які охоплюють більшу частину кола труби, як правило, становлять більший ризик, ніж відкриті хомути, які мінімізують контактну поверхню між трубою та хомутом. Техніки з технічного обслуговування можуть допомогти зменшити ймовірність щілинної корозії, що спричинить пошкодження або поломку, регулярно відкриваючи хомути та перевіряючи поверхню труби на наявність корозії.
Точкової та щілинної корозії можна найкраще запобігти, вибравши правильний металевий сплав для застосування. Специфікатори повинні проявити належну обачність, щоб вибрати оптимальний матеріал для трубопроводів, щоб мінімізувати ризик корозії на основі робочого середовища, умов процесу та інших змінних.
Щоб допомогти специфікаторам оптимізувати вибір матеріалу, вони можуть порівнювати значення PREN металів, щоб визначити їхню стійкість до локальної корозії. PREN можна розрахувати на основі хімічного складу сплаву, включаючи вміст хрому (Cr), молібдену (Mo) і азоту (N), таким чином:
PREN збільшується разом із вмістом корозійностійких елементів хрому, молібдену та азоту в сплаві. Співвідношення PREN базується на критичній точковій температурі (CPT) – найнижчій температурі, при якій спостерігається точкова корозія – для різних нержавіючих сталей по відношенню до хімічного складу. По суті, PREN пропорційний CPT. Отже, вищі значення PREN вказують на вищу точкову стійкість. Невелике збільшення PREN є лише еквівалентно невеликому збільшенню CPT порівняно зі сплавом, тоді як значне збільшення PREN вказує на значне покращення продуктивності до значно вищого CPT.
У таблиці 1 порівнюються значення PREN для різних сплавів, які зазвичай використовуються в морських нафтових і газових установках. Це показує, як специфікація може значно покращити корозійну стійкість шляхом вибору вищого сорту сплаву для труб. PREN лише незначно збільшується при переході з нержавіючої сталі 316 на 317. Для значного підвищення продуктивності ідеально використовувати супераустенітну нержавіючу сталь 6 Mo або супердуплексну нержавіючу сталь 2507.
Вищі концентрації нікелю (Ni) у нержавіючій сталі також підвищують стійкість до корозії. Однак вміст нікелю в нержавіючій сталі не є частиною рівняння PREN. У будь-якому випадку, часто корисно вказувати нержавіючі сталі з вищими концентраціями нікелю, оскільки цей елемент допомагає повторно пасивувати поверхні, які мають ознаки локалізованої корозії. Нікель стабілізує аустеніт і запобігає утворенню мартенситу під час згинання або холодного витягування. Тверда труба 1/8. Мартенсит — це небажана кристалічна фаза в металах, яка знижує стійкість нержавіючої сталі до локальної корозії, а також до розтріскування під напругою, спричиненого хлоридом. Більш високий вміст нікелю принаймні 12% у 316/316L також бажаний для застосувань, пов’язаних із газоподібним воднем під високим тиском. Мінімальна концентрація нікелю, необхідна для нержавіючої сталі 316/316L у стандартній специфікації ASTM становить 10%.
Локалізована корозія може виникнути будь-де на трубах, які використовуються в морському середовищі. Проте точкова корозія частіше виникає в уже забруднених областях, тоді як щілинна корозія частіше виникає в областях із вузькими проміжками між трубою та монтажним обладнанням. Використовуючи PREN як основу, спеціаліст може вибрати найкращий сплав для труб, щоб мінімізувати ризик будь-якої локалізованої корозії.
Однак майте на увазі, що існують інші змінні, які можуть впливати на ризик корозії. Наприклад, температура впливає на точкову стійкість нержавіючої сталі. Для спекотного морського клімату слід серйозно розглянути труби з супераустеніту 6 молібдену або 2507 із супердуплексної нержавіючої сталі, оскільки ці матеріали мають чудову стійкість до локальної корозії та розтріскування під напругою хлориду. Для холоднішого клімату труби 316/316L можуть бути достатніми, особливо якщо історія встановлено успішне використання.
Власники та оператори морських платформ також можуть вжити заходів для мінімізації ризику корозії після встановлення труб. Вони повинні підтримувати труби в чистоті та регулярно промивати прісною водою, щоб зменшити ризик точкової корозії. Вони також повинні доручити технікам з технічного обслуговування відкривати затискачі труб під час планових перевірок на наявність щілинної корозії.
Дотримуючись кроків, описаних вище, власники та оператори платформи можуть зменшити ризик корозії труб і пов’язаних з нею витоків у морському середовищі, підвищивши безпеку та ефективність, одночасно зменшивши ймовірність втрати продукту або викиду неконтрольованих викидів.
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 — це провідний журнал Товариства інженерів-нафтовиків, який надає авторитетні короткі відомості та статті про досягнення в технології розвідки та видобутку, проблеми нафтової та газової промисловості, а також новини про SPE та його членів.