Trotz der inhärenten Korrosionsbeständigkeit von Edelstahlrohren sind in Meeresumgebungen installierte Edelstahlrohre während ihrer erwarteten Lebensdauer verschiedenen Arten von Korrosion ausgesetzt. Diese Korrosion kann zu flüchtigen Emissionen, Produktverlusten und potenziellen Risiken führen. Eigentümer und Betreiber von Offshore-Plattformen können das Korrosionsrisiko verringern, indem sie stärkere Rohrmaterialien angeben, die eine bessere Korrosionsbeständigkeit bieten. Anschließend müssen sie bei der Inspektion von Chemikalieneinspritz-, Hydraulik- und Impulsleitungen sowie Prozessinstrumenten und Sensorgeräten wachsam bleiben, um sicherzustellen, dass die Korrosion die Integrität der installierten Rohrleitungen nicht gefährdet und die Sicherheit beeinträchtigt.
Örtliche Korrosion ist auf vielen Plattformen, Behältern, Schiffen und Rohrleitungen in Offshore-Anlagen zu finden. Diese Korrosion kann in Form von Lochfraß oder Spaltkorrosion auftreten, die jeweils die Rohrwand erodieren und Flüssigkeitsaustritt verursachen können.
Das Korrosionsrisiko steigt mit zunehmender Betriebstemperatur der Anwendung. Hitze kann die Zerstörung der schützenden äußeren passiven Oxidschicht des Rohrs beschleunigen und so die Bildung von Lochkorrosion fördern.
Leider kann es schwierig sein, örtlich begrenzte Lochfraß- und Spaltkorrosion zu erkennen, was die Identifizierung und Vorhersage dieser Korrosionsarten sowie die Planung entsprechender Maßnahmen erschwert. Angesichts dieser Risiken sollten Plattformbesitzer, -betreiber und -beauftragte bei der Auswahl des besten Rohrleitungsmaterials für ihre Anwendung Vorsicht walten lassen. Die Materialauswahl ist ihre erste Verteidigungslinie gegen Korrosion, daher ist es wichtig, sie richtig auszuwählen. Glücklicherweise können sie bei ihrer Auswahl ein sehr einfaches, aber sehr effektives Maß für die örtliche Korrosionsbeständigkeit verwenden: die Pitting Resistance Equivalent Number (PREN). Je höher der PREN-Wert eines Metalls, desto höher seine Beständigkeit gegen örtliche Korrosion.
In diesem Artikel wird erläutert, wie Lochfraß und Spaltkorrosion erkannt werden und wie die Auswahl des Rohrmaterials für Offshore-Öl- und Gasanwendungen anhand des PREN-Werts des Materials optimiert wird.
Örtliche Korrosion tritt in kleinen Bereichen auf, während allgemeine Korrosion gleichmäßiger auf der Metalloberfläche verläuft. Lochfraß und Spaltkorrosion bilden sich auf Rohren aus Edelstahl 316, wenn der äußere, chromreiche passive Oxidfilm des Metalls durch den Kontakt mit korrosiven Flüssigkeiten, einschließlich Salzwasser, reißt. Chloridreiche Meeresumgebungen auf See und an Land sowie hohe Temperaturen und sogar Verunreinigungen der Rohroberfläche erhöhen das Potenzial für eine Verschlechterung dieses Passivierungsfilms.
Lochfraß. Lochfraßkorrosion tritt auf, wenn die Passivierungsschicht auf einem Rohrstück zerstört wird und kleine Hohlräume oder Löcher auf der Rohroberfläche entstehen. Solche Löcher vergrößern sich wahrscheinlich, da elektrochemische Reaktionen stattfinden, wodurch das Eisen im Metall in der Lösung am Boden des Lochs aufgelöst wird. Das gelöste Eisen diffundiert dann zur Oberseite des Lochs und oxidiert zu Eisenoxid oder Rost. Wenn das Loch tiefer wird, beschleunigen sich die elektrochemischen Reaktionen, die Korrosion verstärkt sich und kann zur Perforation der Rohrwand und zu Lecks führen.
Rohre sind anfälliger für Lochkorrosion, wenn ihre Außenfläche verunreinigt ist (Abbildung 1). So können beispielsweise Verunreinigungen durch Schweiß- und Schleifvorgänge die passivierende Oxidschicht des Rohrs beschädigen und so Lochkorrosion bilden und beschleunigen. Dasselbe gilt für die einfache Beseitigung von Verunreinigungen aus Rohren. Wenn außerdem die Salzwassertröpfchen verdunsten, bilden sich auf den Rohren feuchte Salzkristalle, die die Oxidschicht schützen und zu Lochkorrosion führen können. Um diese Art von Verunreinigungen zu vermeiden, halten Sie Ihre Rohre sauber, indem Sie sie regelmäßig mit Frischwasser spülen.
Abbildung 1 – Mit Säure, Salzlake und anderen Ablagerungen verunreinigte Edelstahlrohre 316/316L sind sehr anfällig für Lochkorrosion.
Spaltkorrosion. In den meisten Fällen kann Lochfraß vom Bediener leicht erkannt werden. Spaltkorrosion ist jedoch nicht leicht zu erkennen und stellt ein größeres Risiko für Bediener und Personal dar. Sie tritt normalerweise bei Rohren auf, bei denen zwischen den umgebenden Materialien enge Zwischenräume bestehen, z. B. bei Rohren, die mit Klammern an ihrem Platz gehalten werden, oder bei Rohren, die dicht nebeneinander installiert sind. Wenn Salzlake in den Spalt eindringt, bildet sich dort mit der Zeit eine chemisch aggressive angesäuerte Eisenchloridlösung (FeCl3), die die Spaltkorrosion beschleunigt (Abbildung 2). Da Risse selbst das Korrosionsrisiko erhöhen, kann Spaltkorrosion bei viel niedrigeren Temperaturen auftreten als Lochkorrosion.
Abbildung 2 – Spaltkorrosion kann zwischen dem Rohr und der Rohrhalterung (oben) sowie bei der Installation des Rohrs in der Nähe anderer Oberflächen (unten) aufgrund der Bildung einer chemisch aggressiven, angesäuerten Eisenchloridlösung im Spalt entstehen.
Spaltkorrosion imitiert normalerweise zunächst Lochkorrosion im Spalt, der zwischen einem Rohrstück und der Rohrhalterung entsteht. Aufgrund der zunehmenden Fe++-Konzentration in der Flüssigkeit im Riss wird der anfängliche Krater jedoch immer größer, bis er den gesamten Riss bedeckt. Schließlich kann Spaltkorrosion das Rohr perforieren.
Enge Risse stellen das größte Korrosionsrisiko dar. Daher bergen Rohrschellen, die den größten Teil des Rohrumfangs umfassen, tendenziell ein größeres Risiko als offene Schellen, bei denen die Kontaktfläche zwischen Rohr und Schelle minimiert ist. Wartungstechniker können dazu beitragen, die Wahrscheinlichkeit von Schäden oder Ausfällen durch Spaltkorrosion zu verringern, indem sie die Schellen regelmäßig öffnen und die Oberfläche des Rohrs auf Korrosion untersuchen.
Lochfraß und Spaltkorrosion lassen sich am besten durch die Wahl der richtigen Metalllegierung für die jeweilige Anwendung verhindern. Planer sollten bei der Auswahl des optimalen Rohrmaterials sorgfältig vorgehen, um das Korrosionsrisiko auf der Grundlage der Betriebsumgebung, der Prozessbedingungen und anderer Variablen zu minimieren.
Um Planern bei der Optimierung ihrer Materialauswahl zu helfen, können sie die PREN-Werte von Metallen vergleichen, um ihre Beständigkeit gegen lokale Korrosion zu bestimmen. PREN kann aus der chemischen Zusammensetzung der Legierung, einschließlich ihres Chrom- (Cr), Molybdän- (Mo) und Stickstoff- (N) Gehalts, wie folgt berechnet werden:
PREN steigt mit dem Gehalt der korrosionsbeständigen Elemente Chrom, Molybdän und Stickstoff in der Legierung. Die PREN-Beziehung basiert auf der kritischen Lochfraßtemperatur (CPT) – der niedrigsten Temperatur, bei der Lochfraßkorrosion beobachtet wird – für verschiedene rostfreie Stähle in Bezug auf die chemische Zusammensetzung. Im Wesentlichen ist PREN proportional zu CPT. Daher weisen höhere PREN-Werte auf eine höhere Lochfraßbeständigkeit hin. Ein kleiner Anstieg von PREN entspricht nur einem kleinen Anstieg von CPT im Vergleich zur Legierung, während ein großer Anstieg von PREN eine signifikante Leistungsverbesserung bis hin zu einer deutlich höheren CPT anzeigt.
Tabelle 1 vergleicht die PREN-Werte verschiedener Legierungen, die üblicherweise in Offshore-Öl- und Gasanwendungen verwendet werden. Sie zeigt, wie die Spezifikation durch Auswahl einer höherwertigen Rohrlegierung die Korrosionsbeständigkeit deutlich verbessern kann. Beim Übergang von Edelstahl 316 auf Edelstahl 317 steigt der PREN-Wert nur geringfügig an. Für eine deutliche Leistungssteigerung wird idealerweise 6Mo superaustenitischer Edelstahl oder 2507 Superduplex-Edelstahl verwendet.
Höhere Konzentrationen von Nickel (Ni) in Edelstahl verbessern ebenfalls die Korrosionsbeständigkeit. Der Nickelgehalt von Edelstahl ist jedoch nicht Teil der PREN-Gleichung. In jedem Fall ist es oft vorteilhaft, Edelstahl mit höheren Nickelkonzentrationen zu spezifizieren, da dieses Element hilft, Oberflächen zu repassivieren, die Anzeichen lokaler Korrosion aufweisen. Nickel stabilisiert Austenit und verhindert die Martensitbildung beim Biegen oder Kaltziehen von 1/8-Hartrohren. Martensit ist eine unerwünschte kristalline Phase in Metallen, die die Beständigkeit von Edelstahl gegen lokale Korrosion sowie chloridinduzierte Spannungsrisse verringert. Ein höherer Nickelgehalt von mindestens 12 % in 316/316L ist auch für Anwendungen mit gasförmigem Wasserstoff unter hohem Druck wünschenswert. Die in der ASTM-Standardspezifikation für Edelstahl 316/316L erforderliche Mindestnickelkonzentration beträgt 10 %.
Lokale Korrosion kann überall auf Rohren auftreten, die in Meeresumgebungen verwendet werden. Lochkorrosion tritt jedoch eher in Bereichen auf, die bereits kontaminiert sind, während Spaltkorrosion eher in Bereichen mit schmalen Spalten zwischen dem Rohr und den Befestigungselementen auftritt. Auf Grundlage von PREN kann der Planer die beste Rohrlegierung auswählen, um das Risiko jeglicher Art lokaler Korrosion zu minimieren.
Bedenken Sie jedoch, dass es auch andere Variablen gibt, die das Korrosionsrisiko beeinflussen können. Beispielsweise beeinflusst die Temperatur die Lochfraßbeständigkeit von Edelstahl. Für heißes Meeresklima sollten Rohre aus superaustenitischem Molybdän 6 oder Superduplex-Edelstahl 2507 ernsthaft in Betracht gezogen werden, da diese Materialien eine ausgezeichnete Beständigkeit gegen lokale Korrosion und Spannungsrissbildung durch Chloride aufweisen. Für kühlere Klimazonen können Rohre aus 316/316L ausreichend sein, insbesondere wenn sie bereits erfolgreich eingesetzt wurden.
Eigentümer und Betreiber von Offshore-Plattformen können auch nach der Installation der Rohre Maßnahmen ergreifen, um das Korrosionsrisiko zu minimieren. Sie sollten die Rohre sauber halten und regelmäßig mit Süßwasser spülen, um das Risiko von Lochkorrosion zu verringern. Außerdem sollten sie Wartungstechniker bei Routineinspektionen die Rohrklemmen öffnen lassen, um nach Spaltkorrosion zu suchen.
Durch Befolgen der oben beschriebenen Schritte können Plattformbesitzer und -betreiber das Risiko von Rohrkorrosion und damit verbundenen Lecks in Meeresumgebungen verringern, die Sicherheit und Effizienz verbessern und gleichzeitig die Wahrscheinlichkeit von Produktverlusten oder der Freisetzung flüchtiger Emissionen reduzieren.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Das Journal of Petroleum Technology ist das Flaggschiff-Magazin der Society of Petroleum Engineers und bietet fundierte Kurzberichte und Features zu Fortschritten in der Explorations- und Produktionstechnologie, Themen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über SPE und seine Mitglieder.