Trotz der inhärenten Korrosionsbeständigkeit von Edelstahlrohren sind diese in maritimen Umgebungen während ihrer erwarteten Nutzungsdauer verschiedenen Korrosionsarten ausgesetzt. Diese Korrosion kann zu unkontrollierten Emissionen, Produktverlusten und potenziellen Risiken führen. Betreiber von Offshore-Plattformen können das Korrosionsrisiko reduzieren, indem sie von Anfang an robustere Rohrmaterialien mit besserer Korrosionsbeständigkeit spezifizieren. Anschließend müssen sie bei der Inspektion von Chemikalieneinspritzleitungen, Hydraulik- und Impulsleitungen sowie Prozess- und Messtechnik stets wachsam bleiben, um sicherzustellen, dass die Korrosion die Integrität der installierten Rohrleitungen nicht gefährdet oder die Sicherheit beeinträchtigt.
Lokalisierte Korrosion tritt häufig an Plattformen, Schiffen und Offshore-Pipelines auf. Diese Korrosion kann in Form von Lochfraß oder Spaltkorrosion auftreten, die beide die Rohrwand erodieren und zum Austritt von Flüssigkeit führen können.
Mit steigender Betriebstemperatur erhöht sich das Korrosionsrisiko. Wärme kann den Abbau der schützenden äußeren Passivoxidschicht des Rohrs beschleunigen und dadurch Lochfraß begünstigen.
Leider sind Lochfraß und Spaltkorrosion schwer zu erkennen, was die Identifizierung, Vorhersage und Auslegung dieser Korrosionsarten erschwert. Angesichts dieser Risiken müssen Plattformbetreiber und -eigentümer bei der Auswahl des optimalen Rohrleitungsmaterials für ihre Anwendung äußerst sorgfältig vorgehen. Die Materialauswahl ist ihre erste Verteidigungslinie gegen Korrosion, daher ist die richtige Entscheidung von entscheidender Bedeutung. Glücklicherweise steht ihnen mit der Lochfraßbeständigkeits-Äquivalentzahl (PREN) ein 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 befasst sich damit, 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 Gegensatz zur allgemeinen Korrosion, die sich gleichmäßig über die Metalloberfläche ausbreitet, nur in kleinen Bereichen auf. Lochfraß 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. Marine Umgebungen mit hohem Chloridgehalt, hohe Temperaturen und selbst Verunreinigungen der Rohroberfläche erhöhen die Wahrscheinlichkeit einer Zerstörung dieser Passivierungsschicht.
Lochfraßkorrosion entsteht, wenn die Passivierungsschicht an einem Rohrabschnitt beschädigt wird und kleine Vertiefungen oder Grübchen an der Rohroberfläche entstehen. Diese Grübchen vergrößern sich mit der Zeit durch elektrochemische Reaktionen, bei denen sich das im Metall enthaltene Eisen am Grund der Grübchen löst. Das gelöste Eisen diffundiert dann nach oben und oxidiert zu Eisenoxid oder Rost. Mit zunehmender Tiefe der Grübchen beschleunigen sich die elektrochemischen Reaktionen, die Korrosion verstärkt sich und kann zu Durchbrüchen in der Rohrwand und somit zu Leckagen führen.
Rohre sind anfälliger für Lochfraß, wenn ihre Außenfläche verunreinigt ist (Abbildung 1). Beispielsweise können Verunreinigungen durch Schweiß- und Schleifarbeiten die Passivierungsschicht des Rohrs beschädigen und so Lochfraß verursachen und beschleunigen. Dasselbe gilt für die allgemeine Verschmutzung von Rohren. Darüber hinaus schützen die sich beim Verdunsten von Salztropfen bildenden feuchten Salzkristalle die Oxidschicht und können ebenfalls zu Lochfraß 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 Serien 316/316L sind sehr anfällig für Lochfraß.
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 schmalen Spalten zwischen den umgebenden Materialien auf, beispielsweise an Rohren, die mit Klemmen fixiert sind oder dicht aneinander liegen. Wenn Salzlauge in die Spalte eindringt, bildet sich dort mit der Zeit eine chemisch aggressive, angesäuerte Eisen(III)-chlorid-Lösung (FeCl₃), die die Korrosion der Spalte beschleunigt (Abb. 2). Da Spaltkorrosion naturgemäß das Korrosionsrisiko erhöht, kann sie bereits bei deutlich niedrigeren Temperaturen als Lochfraß auftreten.
Abbildung 2 – Spaltkorrosion kann zwischen dem Rohr und der Rohrhalterung (oben) und bei der Installation des Rohrs in der Nähe anderer Oberflächen (unten) aufgrund der Bildung einer chemisch aggressiven, angesäuerten Lösung von Eisen(III)-chlorid im Spalt entstehen.
Spaltkorrosion ähnelt zunächst Lochfraß im Spalt zwischen Rohrquerschnitt und Rohrhalterung. Durch die steigende Konzentration von Fe²⁺ in der Flüssigkeit innerhalb des Risses vergrößert sich der anfängliche Korrosionstrichter jedoch immer weiter, bis er den gesamten Riss bedeckt. Schließlich kann Spaltkorrosion zur Perforation des Rohrs führen.
Dicht verlaufende Risse stellen das größte Korrosionsrisiko dar. Daher sind Rohrschellen, die einen großen Teil des Rohrumfangs umschließen, in der Regel riskanter als offene Schellen, die die Kontaktfläche zwischen Rohr und Schelle minimieren. Servicetechniker können dazu beitragen, das Risiko von Spaltkorrosionsschäden oder -ausfällen zu verringern, indem sie regelmäßig Armaturen öffnen und die Rohroberflächen auf Korrosion überprüfen.
Lochfraß und Spaltkorrosion lassen sich durch die Wahl der richtigen Metalllegierung für die jeweilige Anwendung verhindern. Planer und Architekten müssen bei der Auswahl des optimalen Rohrleitungsmaterials sorgfältig vorgehen, um das Korrosionsrisiko in Abhängigkeit von der Betriebsumgebung, den Prozessbedingungen und anderen Variablen zu minimieren.
Um Planern die optimale Materialauswahl zu erleichtern, können sie die PREN-Werte von Metallen vergleichen, um deren Beständigkeit gegen lokale Korrosion zu bestimmen. Der PREN-Wert lässt sich aus der chemischen Zusammensetzung der Legierung, einschließlich ihres Gehalts an Chrom (Cr), Molybdän (Mo) und Stickstoff (N), wie folgt berechnen:
Der PREN-Wert steigt mit dem Gehalt an korrosionsbeständigen Elementen wie Chrom, Molybdän und Stickstoff in der Legierung. Das PREN-Verhältnis basiert auf der kritischen Lochfraßtemperatur (CPT) – der niedrigsten Temperatur, bei der Lochfraß 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 nur einem geringen Anstieg der CPT im Vergleich zur Legierung, während ein starker Anstieg des PREN-Wertes eine deutliche Leistungsverbesserung bei einer wesentlich höheren CPT anzeigt.
Tabelle 1 vergleicht die PREN-Werte verschiedener Legierungen, die häufig in der Offshore-Öl- und Gasindustrie eingesetzt werden. Sie zeigt, wie die Korrosionsbeständigkeit durch die Wahl einer höherwertigen Rohrlegierung deutlich verbessert werden kann. Der PREN-Wert steigt von 316 SS zu 317 SS nur geringfügig an. Superaustenitischer 6Mo-Edelstahl oder Superduplex-Edelstahl 2507 eignen sich ideal für signifikante Leistungssteigerungen.
Höhere Nickelkonzentrationen (Ni) in Edelstahl erhöhen die Korrosionsbeständigkeit. Der Nickelgehalt von Edelstahl ist jedoch nicht Bestandteil der PREN-Gleichung. Dennoch ist die Wahl von Edelstählen mit höherem Nickelgehalt oft vorteilhaft, da dieses Element zur Repassivierung von Oberflächen beiträgt, die Anzeichen von Lochfraß aufweisen. 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 sowie gegen chloridinduzierte Spannungsrisskorrosion verringert. Der höhere Nickelgehalt von mindestens 12 % in 316/316L-Stahl ist auch für Hochdruck-Wasserstoffgasanwendungen wünschenswert. Die Mindestnickelkonzentration für Edelstahl nach ASTM 316/316L beträgt 10 %.
Lokalisierte Korrosion kann überall in Rohrleitungen auftreten, die in maritimer Umgebung eingesetzt werden. Lochfraß tritt jedoch eher in bereits kontaminierten Bereichen auf, während Spaltkorrosion eher in Bereichen mit geringen Spalten zwischen Rohr und Installationseinrichtung vorkommt. Anhand des PREN-Modells kann der Planer die optimale Rohrgüte 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 Beständigkeit von Edelstahl gegen Lochfraß aus. In heißen Seeklimazonen sollten Rohre aus superaustenitischem Molybdänstahl 6 oder Superduplex-Edelstahl 2507 in Betracht gezogen werden, da diese Werkstoffe eine ausgezeichnete Beständigkeit gegen Lochfraß und Chloridrisskorrosion aufweisen. In kühleren Klimazonen kann ein Rohr aus 316/316L ausreichend sein, insbesondere wenn es sich in der Vergangenheit bewährt hat.
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 Lochfraß zu vermeiden. Außerdem sollten Wartungstechniker bei routinemäßigen Inspektionen die Klemmen öffnen, um Spaltkorrosion festzustellen.
Durch die Einhaltung der oben genannten Schritte können Plattformbesitzer und -betreiber das Risiko von Rohrleitungskorrosion und damit verbundenen Leckagen in der Meeresumwelt verringern, die Sicherheit und Effizienz verbessern und die Wahrscheinlichkeit von Produktverlusten oder unkontrollierten Emissionen verringern.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Das Journal of Petroleum Technology, die wichtigste Fachzeitschrift der Society of Petroleum Engineers, bietet fundierte Kurzberichte und Artikel über Fortschritte in der Upstream-Technologie, Themen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über die SPE und ihre Mitglieder.