Въпреки присъщата устойчивост на корозия на тръбите от неръждаема стомана, тръбите от неръждаема стомана, монтирани в морска среда, са обект 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 тръби, които осигуряват по-добра устойчивост на корозия.След това те трябва да останат бдителни, когато проверяват тръбопроводите за инжектиране на химикали, хидравличните и импулсните тръбопроводи и инструментите за процеса и инструментите, за да се уверят, че корозията не застрашава целостта на инсталираните тръбопроводи или компрометира безопасността.
Локализирана корозия може да се открие на много платформи, кораби, кораби и офшорни тръбопроводи.Тази корозия може да бъде под формата на вдлъбнатина или цепнатина, всяка от които може да разяде стената на тръбата и да причини освобождаване 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 насърчава питинга.
За съжаление, локализираната питингова и цепнатина корозия са трудни за откриване, което затруднява идентифицирането, прогнозирането и проектирането на тези видове корозия.Като се имат предвид тези рискове, собствениците на платформи, операторите и назначените лица трябва да бъдат внимателни при избора на най-добрия тръбопроводен материал за тяхното приложение.Изборът на материал е тяхната първа линия на защита срещу корозия, така че правилният избор е много важен.За щастие, те могат да изберат много проста, но много ефективна мярка за локализирана устойчивост на корозия, еквивалентното число на съпротивлението на питинг (PREN).Колкото по-висока е стойността на PREN на метала, толкова по-висока е неговата устойчивост на локализирана корозия.
В тази статия ще разгледаме как да идентифицираме питинговата и пукнатината корозия, както и как да оптимизираме избора на материал за тръби за офшорни нефтени и газови приложения въз основа на PREN стойността на материала.
Локализираната корозия възниква в малки зони в сравнение с общата корозия, която е по-равномерна по металната повърхност.Върху тръбите от неръждаема стомана 316 започва да се образува питингова и пукнатинска корозия, когато външният богат на хром пасивен оксиден филм на метала се разпадне поради излагане на корозивни течности, включително солена вода.Морската среда, богата на хлориди, както и високите температури и дори замърсяването на повърхността на тръбите, увеличават вероятността от разграждане на този пасивиращ филм.
Питинг Питинг корозия възниква, когато пасивиращият филм върху участък от тръба се разпадне, образувайки малки кухини или ями на повърхността на тръбата.Такива ями вероятно ще растат, докато протичат електрохимични реакции, в резултат на което желязото в метала се разтваря в разтвор на дъното на ямата.След това разтвореното желязо ще дифундира до горната част на ямата и ще се окисли, за да образува железен оксид или ръжда.При задълбочаване на ямата се ускоряват електрохимичните реакции, увеличава се корозията, което може да доведе до пробиване на стената на тръбата и да доведе до течове.
Тръбите са по-податливи на образуване на дупки, ако външната им повърхност е замърсена (Фигура 1).Например замърсители от заваръчни и шлифоващи операции могат да повредят пасивиращия оксиден слой на тръбата, като по този начин образуват и ускорят питинга.Същото важи и за простото справяне със замърсяването от тръбите.Освен това, докато капките сол се изпаряват, мокрите солни кристали, които се образуват върху тръбите, защитават оксидния слой и могат да доведат до питинг.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 точковидни образувания.
цепнатина корозия.В повечето случаи хлътването може лесно да бъде открито от оператора.Корозията в пукнатини обаче не се открива лесно и представлява по-голям риск за операторите и персонала.Това обикновено се случва при тръби, които имат тесни междини между околните материали, като тръби, държани на място със скоби, или тръби, които са плътно опаковани една до друга.Когато солевият разтвор проникне в пукнатината, с течение на времето в тази област се образува химически агресивен подкислен разтвор на железен хлорид (FeCl3), което причинява ускоряване на корозията на пукнатината (фиг. 2).Тъй като самата цепнатина увеличава риска от корозия, корозията на цепнатината може да възникне при температури, много по-ниски от ямковата.
Фигура 2 – Корозия на пукнатини 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 подкислен разтвор на железен хлорид в междината.
Корозията на пукнатините обикновено симулира питинг първо в празнината, образувана между тръбната секция и опорната яка на тръбата.Въпреки това, поради увеличаването на концентрацията на Fe++ във течността вътре в пукнатината, първоначалната фуния става все по-голяма и по-голяма, докато покрие цялата фрактура.В крайна сметка корозията в пукнатините може да доведе до перфорация на тръбата.
Плътните пукнатини представляват най-големия риск от корозия.Следователно тръбните скоби, които обхващат по-голяма част от обиколката на тръбата, обикновено 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 чрез редовно отваряне на скоби и проверка на повърхността на тръбата за корозия.
Корозията на вдлъбнатини и пукнатини може да бъде предотвратена чрез избор на правилната метална сплав за приложението.Спецификаторите трябва да полагат необходимото внимание при избора на оптималния тръбопроводен материал, за да сведат до минимум риска от корозия в зависимост от средата на процеса, условията на процеса и други променливи.
За да помогнат на спецификаторите да оптимизират избора на материал, те могат да сравнят PREN стойностите на металите, за да определят тяхната устойчивост на локализирана корозия.PREN може да се изчисли от химическия състав на сплавта, включително нейното съдържание на хром (Cr), молибден (Mo) и азот (N), както следва:
PREN се увеличава със съдържанието на устойчиви на корозия елементи от хром, молибден и азот в сплавта.Съотношението PREN се базира на критичната температура на питинг (CPT) – най-ниската температура, при която възниква питинг – 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 питинг.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 спрямо значително по-висок CPT.
Таблица 1 сравнява стойностите на PREN за различни сплави, които обикновено се използват в офшорната нефтена и газова индустрия.Той 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.Super Austenitic 6 Mo SS или Super Duplex 2507 SS са идеални за значително увеличаване 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 изгодно да се избират неръждаеми стомани с по-високо съдържание 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 1/8 твърда тръба.Мартензитът е нежелана кристална фаза в металите, която намалява устойчивостта на неръждаемата стомана към локализирана корозия, както и предизвикано от хлорид напукване под напрежение.По-високото съдържание на никел от поне 12% в стомана 316/316L също е желателно за приложения с водород под високо налягане.Минималната концентрация на никел, необходима за неръждаема стомана ASTM 316/316L, е 10%.
Локализирана корозия може да възникне навсякъде по тръбите, използвани в морска среда.Въпреки това е по-вероятно да се появи питинг в зони, които вече са замърсени, докато корозия в пукнатини е по-вероятно да се появи в зони с тесни междини между тръбата и инсталационното оборудване.Използвайки PREN като основа, спецификаторът може да избере най-добрата тръбна сплав, за да минимизира 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 срещу питинг.За горещ морски климат трябва сериозно да се обмислят супер аустенитни 6 молибденови стоманени тръби или супер дуплексни 2507 тръби от неръждаема стомана, тъй като тези материали имат отлична устойчивост на локализирана корозия и хлоридно напукване.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 хлътване.Те също така трябва да накарат техници по поддръжката да отварят тръбните скоби по време на рутинни проверки, за да проверят за корозия в пукнатините.
Като следват стъпките по-горе, собствениците и операторите на платформи могат да намалят риска от корозия на тръбите и свързаните с това 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 е водещото списание на Обществото на петролните инженери, включващо авторитетни резюмета и статии за напредъка в технологиите нагоре по веригата, проблемите на нефтената и газовата индустрия и новини за SPE и неговите членове.