Въпреки присъщата устойчивост на корозия на тръбите от неръждаема стомана, тръбите от неръждаема стомана, инсталирани в морска среда, са подложени на различни видове корозия по време на очаквания им експлоатационен живот. Тази корозия може да доведе до неорганизирани емисии, загуби на продукти и потенциални рискове. Собствениците и операторите на офшорни платформи могат да намалят риска от корозия, като определят по-здрави материали за тръбите от самото начало за по-добра устойчивост на корозия. След това те трябва да останат бдителни при проверката на тръбопроводите за инжектиране на химикали, хидравличните и импулсните тръбопроводи, както и на технологичната апаратура и контролно-измервателните уреди, за да гарантират, че корозията не застрашава целостта на инсталираните тръбопроводи или не компрометира безопасността.
Локализирана корозия може да се наблюдава на много платформи, кораби, кораби и офшорни тръбопроводи. Тази корозия може да бъде под формата на точкова или цепнатинна корозия, като и двете от тях могат да ерозират стената на тръбата и да причинят изпускане на течност.
Рискът от корозия се увеличава с повишаване на работната температура на приложението. Топлината може да ускори разграждането на защитния външен пасивен оксиден филм на тръбата, като по този начин насърчи образуването на корозия.
За съжаление, локализираната точкова и цепнатинна корозия са трудни за откриване, което затруднява идентифицирането, прогнозирането и проектирането на тези видове корозия. Предвид тези рискове, собствениците на платформи, операторите и определените лица трябва да бъдат внимателни при избора на най-добрия материал за тръбопроводи за тяхното приложение. Изборът на материал е първата им линия на защита срещу корозия, така че правилният избор е много важен. За щастие, те могат да използват много проста, но много ефективна мярка за локализирана устойчивост на корозия - еквивалентното число на устойчивост на точкова корозия (PREN). Колкото по-висока е стойността на PREN на даден метал, толкова по-висока е неговата устойчивост на локализирана корозия.
Тази статия ще разгледа как да се идентифицира точкова и цепнатинна корозия и как да се оптимизира изборът на материал за тръби за офшорни приложения в нефтения и газовия сектор въз основа на PREN стойността на материала.
Локализираната корозия се проявява в малки области в сравнение с общата корозия, която е по-равномерна по металната повърхност. Корозията на точките и цепнатините започва да се образува върху тръбите от неръждаема стомана 316, когато външният, богат на хром пасивен оксиден филм на метала се разкъса от излагане на корозивни течности, включително солена вода. Морската среда, богата на хлориди, както и високите температури и дори замърсяването на повърхността на тръбата, увеличават вероятността от разграждане на този пасивационен филм.
Корозия на питинг Корозията на питинг възниква, когато пасивационният филм върху участък от тръбата се разруши, образувайки малки кухини или вдлъбнатини по повърхността на тръбата. Такива вдлъбнатини е вероятно да се разрастват с протичането на електрохимични реакции, в резултат на което желязото в метала се разтваря в разтвор на дъното на вдлъбнатината. Разтвореното желязо след това ще дифундира към върха на вдлъбнатината и ще се окисли, за да образува железен оксид или ръжда. С задълбочаването на вдлъбнатината електрохимичните реакции се ускоряват, корозията се увеличава, което може да доведе до перфорация на стената на тръбата и да доведе до течове.
Тръбите са по-податливи на точкова корозия, ако външната им повърхност е замърсена (Фигура 1). Например, замърсители от заваръчни и шлифовъчни операции могат да повредят пасивационния оксиден слой на тръбата, като по този начин образуват и ускоряват точкова корозия. Същото важи и за справянето със замърсяването от тръбите. Освен това, тъй като капките сол се изпаряват, мокрите солни кристали, които се образуват върху тръбите, защитават оксидния слой и могат да доведат до точкова корозия. За да предотвратите тези видове замърсяване, поддържайте тръбите си чисти, като ги промивате редовно с прясна вода.
Фигура 1. Тръба от неръждаема стомана 316/316L, замърсена с киселина, физиологичен разтвор и други отлагания, е силно податлива на точкова корозия.
корозия в цепнатини. В повечето случаи, корозията в цепнатини може лесно да бъде открита от оператора. Корозията в цепнатини обаче не е лесна за откриване и представлява по-голям риск за операторите и персонала. Това обикновено се случва при тръби, които имат тесни пролуки между околните материали, като например тръби, закрепени със скоби, или тръби, които са плътно опаковани една до друга. Когато саламурата проникне в пролуката, с течение на времето в тази област се образува химически агресивен подкиселен разтвор на железен хлорид (FeCl3), което причинява ускорена корозия на пролуката (фиг. 2). Тъй като корозията в цепнатини по своята същност увеличава риска от корозия, тя може да възникне при много по-ниски температури от корозията в цепнатини.
Фигура 2 – Корозия в цепнатини може да се развие между тръбата и опората на тръбата (отгоре) и когато тръбата е монтирана близо до други повърхности (отдолу) поради образуването на химически агресивен подкиселен разтвор на железен хлорид в празнината.
Пукнатинната корозия обикновено симулира първоначално точкова корозия в процепа, образуван между тръбната секция и опорната яка на тръбата. Въпреки това, поради увеличаването на концентрацията на Fe++ във флуида вътре в пукнатината, първоначалната фуния става все по-голяма и по-голяма, докато покрие цялата пукнатина. В крайна сметка, пукнатинната корозия може да доведе до перфорация на тръбата.
Плътните пукнатини представляват най-голям риск от корозия. Следователно, скобите за тръби, които обхващат голяма част от обиколката на тръбата, са по-рискови от отворените скоби, които минимизират контактната повърхност между тръбата и скобата. Сервизните техници могат да помогнат за намаляване на вероятността от повреда или повреда от корозия в цепнатини, като редовно отварят фитингите и проверяват повърхностите на тръбите за корозия.
Корозията чрез точкова и цепнатинова корозия може да се предотврати чрез избор на правилната метална сплав за конкретното приложение. Проектантите трябва да положат дължимата грижа при избора на оптимален материал за тръбите, за да сведат до минимум риска от корозия, в зависимост от работната среда, условията на процеса и други променливи.
За да помогнат на специалистите да оптимизират избора си на материали, те могат да сравнят стойностите на PREN на металите, за да определят тяхната устойчивост на локализирана корозия. PREN може да се изчисли от химичния състав на сплавта, включително съдържанието на хром (Cr), молибден (Mo) и азот (N), както следва:
PREN се увеличава със съдържанието на корозионноустойчиви елементи хром, молибден и азот в сплавта. Съотношението PREN се основава на критичната температура на точкова корозия (CPT) – най-ниската температура, при която се получава точкова корозия – за различни неръждаеми стомани, в зависимост от химичния състав. По същество PREN е пропорционален на CPT. Следователно, по-високите стойности на PREN показват по-висока устойчивост на точкова корозия. Малко увеличение на PREN е еквивалентно само на малко увеличение на CPT в сравнение със сплавта, докато голямо увеличение на PREN показва значително подобрение в производителността в сравнение с много по-висока CPT.
Таблица 1 сравнява стойностите на PREN за различни сплави, често използвани в офшорната нефтена и газова промишленост. Тя показва как спецификацията може значително да подобри устойчивостта на корозия чрез избор на по-висококачествена тръбна сплав. PREN се увеличава леко от 316 SS до 317 SS. Супер аустенитните 6Mo SS или супер дуплексните 2507 SS са идеални за значително подобрение на производителността.
По-високите концентрации на никел (Ni) в неръждаемата стомана също повишават устойчивостта на корозия. Съдържанието на никел в неръждаемата стомана обаче не е част от уравнението PREN. Във всеки случай, често е предимство да се избират неръждаеми стомани с по-високо съдържание на никел, тъй като този елемент помага за репасивация на повърхности, които показват признаци на локализирана корозия. Никелът стабилизира аустенита и предотвратява образуването на мартензит при огъване или студено изтегляне на твърди тръби с диаметър 1/8. Мартензитът е нежелана кристална фаза в металите, която намалява устойчивостта на неръждаемата стомана на локализирана корозия, както и на напукване под напрежение, предизвикано от хлориди. По-високото съдържание на никел от поне 12% в стомана 316/316L е желателно и за приложения с водороден газ под високо налягане. Минималната концентрация на никел, необходима за неръждаема стомана ASTM 316/316L, е 10%.
Локализирана корозия може да възникне навсякъде в тръбопровод, използван в морска среда. Въпреки това, корозията в точковидни структури е по-вероятна в зони, които вече са замърсени, докато корозията в цепнатини е по-вероятна в зони с тесни пролуки между тръбата и монтажното оборудване. Използвайки PREN като основа, специалистът по спецификациите може да избере най-добрия клас тръби, за да сведе до минимум риска от всякакъв вид локализирана корозия.
Имайте предвид обаче, че има и други променливи, които могат да повлияят на риска от корозия. Например, температурата влияе върху устойчивостта на неръждаемата стомана на корозия. За горещ морски климат, тръбите от супер аустенитна 6 молибденова стомана или супер дуплексна неръждаема стомана 2507 трябва сериозно да се обмислят, тъй като тези материали имат отлична устойчивост на локализирана корозия и напукване от хлориди. За по-хладен климат може да е достатъчна тръба 316/316L, особено ако има история на успешна употреба.
Собствениците и операторите на офшорни платформи също могат да предприемат стъпки за минимизиране на риска от корозия след инсталирането на тръбите. Те трябва да поддържат тръбите чисти и редовно да се промиват с прясна вода, за да намалят риска от корозия. Те също така трябва да накарат техниците по поддръжката да отварят скобите по време на рутинни проверки, за да проверят за корозия в цепнатините.
Като следват горните стъпки, собствениците и операторите на платформи могат да намалят риска от корозия на тръбите и свързаните с нея течове в морската среда, да подобрят безопасността и ефективността и да намалят вероятността от загуба на продукт или неорганизирани емисии.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
„Journal of Petroleum Technology“, водещото списание на Society of Petroleum Engineers, предоставя авторитетни кратки обзори и статии за напредъка в технологиите за добив и добив, проблемите на нефтената и газовата промишленост, както и новини за SPE и нейните членове.