Незважаючи на притаманну корозійну стійкість труб з нержавіючої сталі, труби з нержавіючої сталі, встановлені в морському середовищі, піддаються різним типам корозії протягом очікуваного терміну служби.Ця корозія може призвести до неконтрольованих викидів, втрат продукції та потенційних ризиків.Власники та оператори морських платформ можуть знизити ризик корозії, вибираючи з самого початку більш міцні матеріали труб для кращої стійкості до корозії.Після цього вони повинні залишатися пильними, перевіряючи лінії нагнітання хімічних речовин, гідравлічні та імпульсні лінії, а також контрольно-вимірювальні прилади та контрольно-вимірювальні прилади, щоб переконатися, що корозія не загрожує цілісності встановлених трубопроводів і не ставить під загрозу безпеку.
Локальну корозію можна виявити на багатьох платформах, кораблях, кораблях і морських трубопроводах.Ця корозія може бути у формі точкової або щілинної корозії, кожна з яких може роз’їсти стінку труби та спричинити виділення рідини.
Ризик корозії зростає з підвищенням робочої температури застосування.Тепло може прискорити деградацію захисної зовнішньої пасивної оксидної плівки трубки, таким чином сприяючи пітингу.
На жаль, локалізовану точкову та щілинну корозію важко виявити, що ускладнює ідентифікацію, прогнозування та проектування цих типів корозії.Враховуючи ці ризики, власники платформ, оператори та уповноважені особи повинні проявляти обережність у виборі найкращого матеріалу трубопроводу для свого застосування.Вибір матеріалу є першою лінією захисту від корозії, тому правильний вибір дуже важливий.На щастя, вони можуть використовувати дуже просту, але дуже ефективну міру локальної корозійної стійкості, еквівалентне число опору точці (PREN).Чим вище значення PREN металу, тим вище його стійкість до локальної корозії.
У цій статті ми розглянемо, як визначити точкову та щілинну корозію та як оптимізувати вибір матеріалу труб для морських нафтових і газових установок на основі значення PREN матеріалу.
Локалізована корозія виникає на невеликих ділянках порівняно із загальною корозією, яка більш рівномірна по поверхні металу.Точкова і щілинна корозія починає утворюватися на трубах з нержавіючої сталі 316, коли зовнішня збагачена хромом пасивна оксидна плівка металу розривається під впливом корозійних рідин, включаючи солону воду.Морське середовище, багате хлоридами, а також високі температури та навіть забруднення поверхні труб підвищують ймовірність руйнування цієї пасиваційної плівки.
Точкова корозія виникає, коли пасивуюча плівка на ділянці труби руйнується, утворюючи невеликі порожнини або ямки на поверхні труби.Такі ями, ймовірно, зростатимуть у міру того, як протікають електрохімічні реакції, в результаті яких залізо в металі розчиняється в розчині на дні ями.Потім розчинене залізо дифундує до верхньої частини ями та окислюється з утворенням оксиду заліза або іржі.У міру поглиблення котловану прискорюються електрохімічні реакції, посилюється корозія, що може призвести до перфорації стінки труби та призвести до витоків.
Труби більш сприйнятливі до точкових утворень, якщо їх зовнішня поверхня забруднена (рис. 1).Наприклад, забруднювачі від операцій зварювання та шліфування можуть пошкодити пасивований оксидний шар труби, тим самим утворюючи та прискорюючи пітинг.Те саме стосується просто боротьби із забрудненням із труб.Крім того, коли краплі солі випаровуються, вологі кристали солі, які утворюються на трубах, захищають оксидний шар і можуть призвести до утворення ямок.Щоб запобігти цим видам забруднення, тримайте труби в чистоті, регулярно промиваючи їх свіжою водою.
Малюнок 1. Труба з нержавіючої сталі 316/316L, забруднена кислотою, соляним розчином та іншими відкладеннями, дуже сприйнятлива до точкових утворень.
щілинна корозія.У більшості випадків оператор може легко виявити піттинг.Однак щілинну корозію непросто виявити, і вона становить більший ризик для операторів і персоналу.Зазвичай це трапляється на трубах, які мають вузькі проміжки між навколишніми матеріалами, наприклад труби, які утримуються за допомогою хомутів, або труби, які щільно притиснуті одна до одної.При просочуванні розсолу в щілину з часом в цій зоні утворюється хімічно агресивний підкислений розчин хлорного заліза (FeCl3), який викликає прискорену корозію щілини (рис. 2).Оскільки щілинна корозія за своєю природою підвищує ризик корозії, щілинна корозія може відбуватися при значно нижчих температурах, 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 зазорі.
Щілинна корозія зазвичай імітує точкову корозію спочатку в зазорі, що утворюється між секцією труби та опорою труби.Однак через збільшення концентрації Fe++ в рідині всередині тріщини початкова воронка стає все більшою і більшою, поки не покриє всю тріщину.Зрештою, щілинна корозія може призвести до перфорації труби.
Щільні тріщини представляють найбільший ризик корозії.Тому трубні хомути, які оточують велику частину кола труби, як правило, більш ризиковані, ніж відкриті хомути, які мінімізують поверхню контакту між трубою та хомутом.Технічні спеціалісти з обслуговування можуть допомогти зменшити ймовірність пошкодження щілинною корозією або виходу з ладу, регулярно відкриваючи кріплення та перевіряючи поверхні труб на наявність корозії.
Точкової та щілинної корозії можна запобігти, вибравши правильний металевий сплав для конкретного застосування.Специфікатори повинні проявляти належну обачність у виборі оптимального матеріалу трубопроводу, щоб мінімізувати ризик корозії, залежно від робочого середовища, умов процесу та інших змінних.
Щоб допомогти розробникам оптимізувати свій вибір матеріалів, вони можуть порівняти значення PREN металів, щоб визначити їх стійкість до локальної корозії.PREN можна розрахувати за хімічним складом сплаву, включаючи вміст хрому (Cr), молібдену (Mo) і азоту (N), таким чином:
PREN підвищується при вмісті в сплаві корозійностійких елементів хрому, молібдену та азоту.Коефіцієнт PREN базується на критичній температурі пітінгу (CPT) – найнижчій температурі, при якій відбувається пітінг – для різних нержавіючих сталей залежно від хімічного складу.По суті, PREN пропорційний CPT.Таким чином, більш високі значення PREN вказують на вищу стійкість до точкової корекції.Невелике збільшення PREN еквівалентно лише невеликому збільшенню CPT порівняно зі сплавом, тоді як значне збільшення PREN вказує на значне покращення продуктивності порівняно з набагато вищим CPT.
У таблиці 1 порівнюються значення PREN для різних сплавів, які зазвичай використовуються в морській нафтовій і газовій промисловості.Це показує, як технічні характеристики можуть значно покращити стійкість до корозії шляхом вибору високоякісного сплаву для труб.PREN трохи збільшується від 316 SS до 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS або Super Duplex 2507 SS ідеально підходять для значного підвищення продуктивності.
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 краще обирати нержавіючі сталі з вищим вмістом нікелю, оскільки цей елемент допомагає репасивувати поверхні, на яких є ознаки локалізованої корозії.Нікель стабілізує аустеніт і запобігає утворенню мартенситу при згинанні або холодному витягуванні 1/8 жорсткої труби.Мартенсит — це небажана кристалічна фаза в металах, яка знижує стійкість нержавіючої сталі до локальної корозії, а також розтріскування під напругою, викликаного хлоридом.Більш високий вміст нікелю, щонайменше 12% у сталі 316/316L, також бажаний для використання водню під високим тиском.Мінімальна концентрація нікелю, необхідна для нержавіючої сталі ASTM 316/316L, становить 10%.
Локалізована корозія може виникнути будь-де в трубопроводі, який використовується в морському середовищі.Проте точкова корозія більш імовірна у місцях, які вже забруднені, тоді як щілинна корозія більш імовірна у місцях з вузькими проміжками між трубою та монтажним обладнанням.Використовуючи PREN як основу, специфікатор може вибрати найкращий сорт труби, 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 стійкість нержавіючої сталі до пітингу.Для жаркого морського клімату слід серйозно розглядати труби з супераустенітної 6-молібденової сталі або супердуплексної нержавіючої сталі 2507, оскільки ці матеріали мають чудову стійкість до локальної корозії та хлоридного розтріскування.Для більш прохолодного клімату може бути достатньо труби 316/316L, особливо якщо є історія успішного використання.
Власники та оператори морських платформ також можуть вжити заходів для мінімізації ризику корозії після встановлення труб.Вони повинні тримати труби в чистоті та регулярно промивати їх прісною водою, щоб зменшити ризик утворення ямок.Вони також повинні попросити техніків з технічного обслуговування відкрити затискачі під час планових перевірок, щоб перевірити наявність щілинної корозії.
Дотримуючись наведених вище кроків, власники та оператори платформи можуть зменшити ризик корозії труб і пов’язаних з нею витоків у морському середовищі, підвищити безпеку та ефективність, а також зменшити ймовірність втрати продукту або неконтрольованих викидів.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology, провідний журнал Товариства інженерів-нафтовиків, надає авторитетні короткі відомості та статті про досягнення в розробці технологій, проблеми нафтової та газової промисловості, а також новини про SPE та його членів.