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 си живот. Тази корозия може да доведе до неорганизирани емисии, загуба на продукт и потенциални рискове. Собствениците и операторите на офшорни платформи могат да намалят риска от корозия, като определят по-здрави материали за тръбите, които осигуряват по-добра устойчивост на корозия. След това те трябва да останат бдителни при проверка на инжекционни системи за химикали, хидравлични и импулсни линии, както и на технологични инструменти и сензорно оборудване, за да гарантират, че корозията не застрашава целостта на инсталираните тръбопроводи и не компрометира безопасността.
Локализирана корозия може да се наблюдава на много платформи, плавателни съдове, кораби и тръбопроводи в офшорни инсталации. 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 е по-голям, когато работната температура на приложението се повиши. Топлината може да ускори разрушаването на защитния външен пасивен оксиден филм на тръбата, като по този начин насърчи образуването на точкова корозия.
За съжаление, локализираната точкова и цепнатинна корозия може да бъде трудна за откриване, което прави тези видове корозия по-трудни за идентифициране, прогнозиране и проектиране. Предвид тези рискове, собствениците на платформи, операторите и определените лица трябва да бъдат внимателни при избора на най-добрия тръбопроводен материал за тяхното приложение. Изборът на материал е първата им линия на защита срещу корозия, така че е важно да го направите правилно. За щастие, те могат да изберат, използвайки 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 тръбен материал за офшорни приложения за нефт и газ 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 цепнатините и питингите започват да се образуват върху тръбите от неръждаема стомана 316, когато външният, богат на хром пасивен оксиден филм на метала се разкъса поради излагане на корозивни течности, включително солена вода. Богатите на хлориди морски среди в открито море и на брега, както и високите температури и дори замърсяването на повърхността на тръбата, увеличават потенциала за разграждане на този пасивационен филм.
Корозия чрез точкова корозия. Корозията чрез точкова корозия възниква, когато пасивационният филм върху тръба се разруши, образувайки малки кухини или вдлъбнатини по повърхността на тръбата. Такива вдлъбнатини е вероятно да се разрастват, когато протичат електрохимични реакции, което води до разтваряне на желязото в метала в разтвора 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 засилва и може да доведе до перфорация на стената на тръбата и да доведе до течове.
Тръбите са по-податливи на точкова корозия, когато външната им повърхност е замърсена (Фигура 1). Например, замърсяването от заваръчни и шлифовъчни операции може да повреди пасивиращия оксиден слой на тръбата, като по този начин образува и ускорява точкова корозия. Същото важи и за справянето със замърсяването от тръбите. Освен това, когато капките саламура се изпаряват, влажните солни кристали, които се образуват по тръбите, правят същото, за да предпазят оксидния слой и могат да доведат до точкова корозия. За да предотвратите тези видове замърсяване, поддържайте тръбите си чисти, като редовно ги промивате с прясна вода.
Фигура 1 – Тръба от неръждаема стомана 316/316L, замърсена с киселина, саламура и други отлагания, е силно податлива на точкова корозия.
корозия на цепнатини. В повечето случаи, корозията на цепнатини може лесно да бъде идентифицирана от оператора. Корозията на цепнатини обаче не е лесна за откриване и представлява по-голям риск за операторите и персонала. Обикновено се появява при тръби, които имат тесни пространства между околните материали, като например тръби, закрепени на място със скоби, или тръби, които са плътно монтирани една до друга. Когато саламура проникне в цепнатината, с течение на времето в зоната се образува химически агресивен подкиселен разтвор на железен хлорид (FeCl3) и причинява ускорена корозия на цепнатини (Фигура 2). Тъй като самите цепнатини увеличават риска от корозия, корозията на цепнатини може да възникне при температури, много по-ниски от корозията на 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 цепнатината.
Корозията в цепнатини обикновено симулира точкова корозия, първо в цепнатината, образувана между тръба и скобата за опора на тръбата. Поради нарастващата концентрация на Fe++ във флуида в рамките на пукнатината обаче, първоначалният кратер става все по-голям и по-голям, докато покрие цялата пукнатина. В крайна сметка, корозията в цепнатини може да перфорира тръбата.
Тесните пукнатини представляват най-големия риск от корозия. Следователно, скобите за тръби, които обхващат по-голямата част от обиколката на тръбата, са склонни да представляват по-голям риск от отворените скоби, които минимизират контактната повърхност между тръбата и скобата. Техниците по поддръжката могат да помогнат за намаляване на вероятността от корозия на цепнатини, причиняваща повреда или повреда, като редовно отварят скобите и проверяват повърхността на тръбата за корозия.
Корозията чрез точкова и цепнатинова корозия може да се предотврати най-добре чрез избор на подходяща метална сплав за приложението. Спецификаторите трябва да положат дължимата грижа, за да изберат оптималния материал за тръбите, за да сведат до минимум риска от корозия въз основа на работната среда, условията на процеса и други променливи.
За да помогнат на специалистите да оптимизират избора 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 корозионноустойчивите елементи хром, молибден и азот в сплавта. Връзката PREN се основава на критичната температура на точкова корозия (CPT) – най-ниската температура, при която се наблюдава точкова корозия – за различни неръждаеми стомани по отношение на 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 до значително по-висока CPT.
Таблица 1 сравнява стойностите на PREN на различни сплави, често използвани в офшорни приложения за добив на нефт и газ. Тя показва как спецификацията може значително да подобри устойчивостта на корозия чрез избор на тръбна сплав с по-висок клас. PREN се увеличава само леко при преминаване от неръждаема стомана 316 към неръждаема стомана 317. За значително увеличение на производителността идеално се използва супер аустенитна неръждаема стомана 6Mo или супер дуплексна неръждаема стомана 2507.
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 полезно да се специфицират неръждаеми стомани с по-високи концентрации на никел, тъй като този елемент помага за повторно пасивиране 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-високо съдържание на никел от поне 12% в 316/316L е желателно и за приложения, включващи газообразен водород под високо налягане. Минималната концентрация на никел, необходима за неръждаема стомана 316/316L в стандартната спецификация на ASTM, е 10%.
Локализирана корозия може да възникне навсякъде по тръбите, използвани в морска среда. Въпреки това, точковата корозия е по-вероятна в зони, които вече са замърсени, докато цепнатинова корозия е по-вероятна в зони с тесни пролуки между тръбата и монтажните елементи. Използвайки PREN като основа, специалистът може да избере най-добрата сплав за 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 неръждаема стомана на корозия. За горещ морски климат, тръбите от неръждаема стомана 6 с молибденов супер аустенит или 2507 супер дуплекс трябва сериозно да се обмислят, тъй като тези материали имат отлична устойчивост на локализирана корозия и напукване от хлоридно напрежение. За по-хладен климат тръбите 316/316L може да са достатъчни, особено ако е установена 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 ги промиват с прясна вода, за да намалят риска от точкова корозия. Те също така трябва да накарат техниците по поддръжката да отварят скобите на тръбите по време на рутинни проверки, за да проверят за наличие на корозия в цепнатини.
Следвайки описаните по-горе стъпки, собствениците и операторите на платформи могат да намалят риска от корозия на тръбите и свързаните с тях течове в морска среда, подобрявайки безопасността и ефективността, като същевременно намаляват вероятността от загуба на продукт или отделяне на неорганизирани емисии.
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“ е водещото списание на Обществото на петролните инженери, предоставящо авторитетни кратки обзори и статии за напредъка в технологиите за проучване и добив, проблемите на нефтената и газовата промишленост, както и новини за SPE и нейните членове.