Trotz der inhärenten Korrosionsbeständigkeit von Edelstahlrohren unterliegen in maritimen Umgebungen installierte Edelstahlrohre während ihrer erwarteten Lebensdauer verschiedenen Korrosionsarten. Diese Korrosion kann zu unkontrollierten Emissionen, Produktverlusten und potenziellen Risiken führen. Betreiber von Offshore-Plattformen können das Korrosionsrisiko durch die Verwendung korrosionsbeständigerer Rohrmaterialien reduzieren. Anschließend müssen sie bei der Inspektion von Chemikalieneinspritz-, Hydraulik- und Impulsleitungen sowie Prozessinstrumenten und Sensoren stets wachsam sein, um sicherzustellen, dass die Korrosion die Integrität der installierten Rohrleitungen nicht gefährdet und die Sicherheit nicht beeinträchtigt.
Lokalisierte Korrosion tritt häufig an Plattformen, Schiffen und Rohrleitungen in Offshore-Anlagen auf. Diese Korrosion kann in Form von Lochfraß oder Spaltkorrosion auftreten, die beide die Rohrwand erodieren und zum Austritt von Flüssigkeiten führen können.
Das Korrosionsrisiko steigt mit zunehmender Betriebstemperatur der Anwendung. Hitze kann die Zerstörung der schützenden äußeren passiven Oxidschicht des Rohrs beschleunigen und dadurch die Bildung von Lochfraßkorrosion begünstigen.
Leider sind Lochfraß und Spaltkorrosion oft schwer zu erkennen, was die Identifizierung, Vorhersage und Auslegung dieser Korrosionsarten erschwert. Angesichts dieser Risiken sollten Plattformbetreiber und -eigentümer bei der Auswahl des optimalen Rohrleitungsmaterials für ihre Anwendung besondere Vorsicht walten lassen. Die Materialauswahl ist ihr erster Schutz gegen Korrosion, daher ist die richtige Entscheidung entscheidend. Glücklicherweise steht ihnen mit dem Pitting Resistance Equivalent Number (PREN) ein sehr einfaches, aber sehr effektives Maß für die Beständigkeit gegen lokale Korrosion zur Verfügung. Je höher der PREN-Wert eines Metalls, desto höher ist seine Beständigkeit gegen lokale Korrosion.
Dieser Artikel gibt einen Überblick darüber, wie man Lochfraß und Spaltkorrosion erkennt und wie man die Auswahl des Rohrmaterials für Offshore-Öl- und Gasanwendungen auf Basis des PREN-Werts des Materials optimiert.
Lokalisierte Korrosion tritt im Vergleich zur allgemeinen Korrosion, die sich gleichmäßiger über die Metalloberfläche ausbreitet, nur in kleinen Bereichen auf. Loch- und Spaltkorrosion entstehen an Rohren aus Edelstahl 316, wenn die äußere, chromreiche Passivschicht des Metalls durch den Kontakt mit korrosiven Flüssigkeiten, einschließlich Salzwasser, beschädigt wird. Chloridreiche Meeresumgebungen auf See und an Land sowie hohe Temperaturen und selbst Verunreinigungen der Rohroberfläche erhöhen das Risiko einer Beschädigung dieser Passivierungsschicht.
Lochfraßkorrosion entsteht, wenn die Passivierungsschicht auf einem Rohrabschnitt zerstört wird und sich kleine Vertiefungen oder Löcher auf der Rohroberfläche bilden. Diese Löcher vergrößern sich mit der Zeit durch elektrochemische Reaktionen, bei denen sich das im Metall enthaltene Eisen am Lochgrund löst. Das gelöste Eisen diffundiert dann nach oben und oxidiert zu Eisenoxid oder Rost. Mit zunehmender Lochtiefe beschleunigen sich die elektrochemischen Reaktionen, die Korrosion verstärkt sich und kann zur Perforation der Rohrwand und damit zu Leckagen führen.
Rohre sind anfälliger für Lochfraßkorrosion, wenn ihre Außenfläche verunreinigt ist (Abbildung 1). Beispielsweise kann die Verschmutzung durch Schweiß- und Schleifarbeiten die passivierende Oxidschicht des Rohrs beschädigen und so Lochfraßkorrosion verursachen und beschleunigen. Dasselbe gilt für die einfache Handhabung von Verunreinigungen an den Rohren. Auch die Bildung feuchter Salzkristalle auf den Rohren beim Verdunsten von Sole-Tropfen schützt die Oxidschicht und kann zu Lochfraßkorrosion führen. Um diese Art von Verschmutzung zu vermeiden, sollten Sie Ihre Rohre regelmäßig mit Frischwasser spülen.
Abbildung 1 – Mit Säure, Salzlösung und anderen Ablagerungen verunreinigte Edelstahlrohre der Werkstoffe 316/316L sind in hohem Maße anfällig für Lochfraßkorrosion.
Spaltkorrosion. Lochfraß ist in den meisten Fällen für den Bediener leicht erkennbar. Spaltkorrosion hingegen ist schwerer zu erkennen und stellt ein größeres Risiko für Bediener und Personal dar. Sie tritt üblicherweise an Rohren mit geringen Spalten zwischen den umgebenden Materialien auf, beispielsweise an Rohren, die mit Klemmen befestigt oder dicht nebeneinander verlegt sind. Dringt Salzlösung in den Spalt ein, bildet sich dort mit der Zeit eine chemisch aggressive, angesäuerte Eisen(III)-chlorid-Lösung (FeCl₃), die zu beschleunigter Spaltkorrosion führt (Abbildung 2). Da Spalten selbst das Korrosionsrisiko erhöhen, kann Spaltkorrosion bereits bei deutlich niedrigeren Temperaturen als Lochfraßkorrosion auftreten.
Abbildung 2 – Zwischen dem Rohr und der Rohrhalterung (oben) sowie bei der Installation des Rohrs in der Nähe anderer Oberflächen (unten) kann es aufgrund der Bildung einer chemisch aggressiven, angesäuerten Eisen(III)-chlorid-Lösung im Spalt zu Spaltkorrosion kommen.
Spaltkorrosion ähnelt zunächst Lochfraßkorrosion in dem Spalt zwischen einem Rohrabschnitt und der Rohrhalterung. Aufgrund der steigenden Fe++-Konzentration in der Flüssigkeit innerhalb des Risses vergrößert sich der anfängliche Krater jedoch immer weiter, bis er den gesamten Riss bedeckt. Schließlich kann Spaltkorrosion das Rohr durchdringen.
Enge Risse bergen das größte Korrosionsrisiko. Daher stellen Rohrschellen, die den Großteil des Rohrumfangs umschließen, tendenziell ein höheres Risiko dar als offene Schellen, die die Kontaktfläche zwischen Rohr und Schelle minimieren. Wartungstechniker können dazu beitragen, die Wahrscheinlichkeit von Spaltkorrosion und damit verbundenen Schäden oder Ausfällen zu verringern, indem sie die Schellen regelmäßig öffnen und die Rohroberfläche auf Korrosion überprüfen.
Lochfraß und Spaltkorrosion lassen sich am besten durch die Wahl der richtigen Metalllegierung für den jeweiligen Anwendungsfall verhindern. Planer und Architekten sollten sorgfältig prüfen, welches Rohrleitungsmaterial optimal ist, um das Korrosionsrisiko unter Berücksichtigung der Betriebsumgebung, der Prozessbedingungen und anderer Variablen zu minimieren.
Um Spezifizierern die Optimierung der Materialauswahl zu erleichtern, können sie die PREN-Werte von Metallen vergleichen, um deren Beständigkeit gegen lokale Korrosion zu bestimmen. Der PREN-Wert kann aus der chemischen Zusammensetzung der Legierung, einschließlich ihres Gehalts an Chrom (Cr), Molybdän (Mo) und Stickstoff (N), wie folgt berechnet werden:
Der PREN-Wert 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 auftritt – für verschiedene Edelstähle in Abhängigkeit von ihrer chemischen Zusammensetzung. Im Wesentlichen ist PREN proportional zur CPT. Höhere PREN-Werte weisen daher auf eine höhere Lochfraßbeständigkeit hin. Ein geringer Anstieg des PREN-Wertes entspricht lediglich einem geringen Anstieg der CPT im Vergleich zur Legierung, wohingegen ein starker Anstieg des PREN-Wertes eine signifikante Leistungsverbesserung bis hin zu einer deutlich höheren CPT anzeigt.
Tabelle 1 vergleicht die PREN-Werte verschiedener Legierungen, die häufig in Offshore-Öl- und Gasanwendungen eingesetzt werden. Sie zeigt, wie die Spezifikation die Korrosionsbeständigkeit durch die Wahl einer höherwertigen Rohrlegierung deutlich verbessern kann. Der PREN-Wert steigt beim Übergang von Edelstahl 316 zu 317 nur geringfügig an. Für eine signifikante Leistungssteigerung empfiehlt sich der Einsatz von super-austenitischem Edelstahl 6Mo oder Superduplex-Edelstahl 2507.
Höhere Nickelkonzentrationen (Ni) in Edelstahl verbessern die Korrosionsbeständigkeit. Der Nickelgehalt von Edelstahl ist jedoch nicht Bestandteil der PREN-Gleichung. Dennoch ist es oft vorteilhaft, Edelstähle mit höheren Nickelkonzentrationen zu verwenden, da Nickel die Repassivierung von Oberflächen mit Anzeichen von Lochfraß unterstützt. Nickel stabilisiert Austenit und verhindert die Martensitbildung beim Biegen oder Kaltziehen von 1/8-Zoll-Rohren. Martensit ist eine unerwünschte Kristallphase in Metallen, die die Beständigkeit von Edelstahl gegen Lochfraß und chloridinduzierte Spannungsrisskorrosion verringert. Ein höherer Nickelgehalt von mindestens 12 % in 316/316L ist auch für Anwendungen mit gasförmigem Wasserstoff unter hohem Druck wünschenswert. Die Mindestnickelkonzentration für 316/316L-Edelstahl gemäß ASTM-Norm beträgt 10 %.
Lokalisierte Korrosion kann an allen Stellen von Rohrleitungen in maritimen Umgebungen auftreten. Lochfraßkorrosion tritt jedoch eher in bereits kontaminierten Bereichen auf, während Spaltkorrosion eher in Bereichen mit geringen Spalten zwischen Rohr und Befestigungsmaterial vorkommt. Anhand des PREN-Modells kann der Planer die optimale Rohrlegierung auswählen, um das Risiko lokaler Korrosion zu minimieren.
Beachten Sie jedoch, dass weitere Faktoren das Korrosionsrisiko beeinflussen können. So wirkt sich beispielsweise die Temperatur auf die Lochfraßbeständigkeit von Edelstahl aus. In heißen Meeresklimazonen sollten Rohre aus superaustenitischem Molybdän-Edelstahl 6 oder Superduplex-Edelstahl 2507 in Betracht gezogen werden, da diese Werkstoffe eine ausgezeichnete Beständigkeit gegen Lochfraßkorrosion und Chloridspannungsrisskorrosion aufweisen. In kühleren Klimazonen kann Rohr aus den Werkstoffen 316/316L ausreichend sein, insbesondere wenn bereits positive Erfahrungen mit deren Einsatz vorliegen.
Betreiber von Offshore-Plattformen können auch Maßnahmen ergreifen, um das Korrosionsrisiko nach der Installation der Rohrleitungen zu minimieren. Sie sollten die Rohre sauber halten und regelmäßig mit Frischwasser spülen, um Lochfraßkorrosion vorzubeugen. Wartungstechniker sollten zudem im Rahmen von Routineinspektionen die Rohrschellen öffnen, um nach Spaltkorrosion zu suchen.
Durch die Einhaltung der oben beschriebenen Schritte können Plattformbesitzer und -betreiber das Risiko von Rohrleitungskorrosion und damit verbundenen Leckagen in maritimen Umgebungen verringern und so die Sicherheit und Effizienz verbessern, während gleichzeitig die Wahrscheinlichkeit von Produktverlusten oder der Freisetzung von flüchtigen Emissionen verringert wird.
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 Artikel über Fortschritte in der Explorations- und Produktionstechnologie, Themen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über die SPE und ihre Mitglieder.