Trotz der inhärenten Korrosionsbeständigkeit von Edelstahlrohren sind in Meeresumgebungen installierte Edelstahlrohre während ihrer erwarteten Lebensdauer verschiedenen Arten von Korrosion ausgesetzt.Diese Korrosion kann zu diffusen Emissionen, Produktverlusten und potenziellen Risiken führen.Eigentümer und Betreiber von Offshore-Plattformen können das Korrosionsrisiko verringern, indem sie stärkere Rohrmaterialien spezifizieren, die eine bessere Korrosionsbeständigkeit bieten.Danach müssen sie bei der Inspektion chemischer Injektionsleitungen, Hydraulik- und Impulsleitungen sowie der Prozessinstrumentierung und -instrumentierung wachsam bleiben, um sicherzustellen, dass Korrosion die Integrität der installierten Rohrleitungen nicht gefährdet oder die Sicherheit beeinträchtigt.
Auf vielen Plattformen, Schiffen, Schiffen und Offshore-Pipelines kommt es zu örtlich begrenzter Korrosion.Diese Korrosion kann in Form von Lochfraß oder Spaltkorrosion auftreten, die beide die Rohrwand erodieren und zur Freisetzung von Flüssigkeit führen können.
Mit steigender Betriebstemperatur der Anwendung steigt die Korrosionsgefahr.Hitze kann den Abbau des schützenden äußeren passiven Oxidfilms des Rohrs beschleunigen und dadurch Lochfraß begünstigen.
Leider sind lokale Lochfraß- und Spaltkorrosion schwer zu erkennen, was es schwierig macht, diese Arten von Korrosion zu identifizieren, vorherzusagen und zu planen.Angesichts dieser Risiken müssen Plattformeigentümer, Betreiber und Beauftragte bei der Auswahl des besten Pipeline-Materials für ihre Anwendung Vorsicht walten lassen.Die Materialauswahl ist die erste Verteidigungslinie gegen Korrosion, daher ist es sehr wichtig, sie richtig zu wählen.Glücklicherweise können sie ein sehr einfaches, aber sehr effektives Maß für die lokale Korrosionsbeständigkeit wählen: die Pitting Resistance Equivalent Number (PREN).Je höher der PREN-Wert eines Metalls ist, desto höher ist seine Beständigkeit gegenüber lokaler Korrosion.
In diesem Artikel geht es darum, wie man Lochfraß und Spaltkorrosion erkennt und wie man die Auswahl des Rohrmaterials für Offshore-Öl- und Gasanwendungen basierend auf dem PREN-Wert des Materials optimiert.
Lokalisierte Korrosion tritt in kleinen Bereichen auf, verglichen mit allgemeiner Korrosion, die gleichmäßiger über die Metalloberfläche verteilt ist.Lochfraß und Spaltkorrosion beginnen sich auf Rohren aus Edelstahl 316 zu bilden, wenn der äußere chromreiche passive Oxidfilm des Metalls aufgrund der Einwirkung korrosiver Flüssigkeiten, einschließlich Salzwasser, zusammenbricht.Chloridreiche Meeresumgebungen sowie hohe Temperaturen und sogar eine Kontamination der Rohroberfläche erhöhen die Wahrscheinlichkeit einer Verschlechterung dieses Passivierungsfilms.
Lochfraß Lochfraßkorrosion entsteht, wenn der Passivierungsfilm auf einem Rohrabschnitt zusammenbricht und kleine Hohlräume oder Grübchen auf der Rohroberfläche entstehen.Solche Gruben wachsen wahrscheinlich, wenn elektrochemische Reaktionen ablaufen, wodurch das Eisen im Metall am Boden der Grube in Lösung gelöst wird.Das gelöste Eisen diffundiert dann an die Oberfläche der Grube und oxidiert zu Eisenoxid oder Rost.Mit zunehmender Grube beschleunigen sich elektrochemische Reaktionen, die Korrosion nimmt zu, was zur Perforation der Rohrwand und zu Undichtigkeiten führen kann.
Rohre sind anfälliger für Lochfraß, wenn ihre Außenfläche verunreinigt ist (Abbildung 1).Beispielsweise können Verunreinigungen aus Schweiß- und Schleifarbeiten die Passivierungsoxidschicht des Rohrs beschädigen und dadurch Lochfraß bilden und beschleunigen.Das Gleiche gilt auch für den einfachen Umgang mit der Verschmutzung durch Rohre.Darüber hinaus schützen die feuchten Salzkristalle, die sich auf den Rohren bilden, beim Verdunsten der Salztröpfchen die Oxidschicht und können zu Lochfraß führen.Um diese Art von Verunreinigungen zu vermeiden, halten Sie Ihre Rohre sauber, indem Sie sie regelmäßig mit frischem Wasser spülen.
Abbildung 1. Mit Säure, Salzlösung und anderen Ablagerungen verunreinigte Rohre aus Edelstahl 316/316L sind sehr anfällig für Lochfraß.
Spaltkorrosion.In den meisten Fällen kann der Bediener Lochfraß leicht erkennen.Allerdings ist Spaltkorrosion nicht leicht zu erkennen und stellt ein größeres Risiko für Bediener und Personal dar.Dies tritt normalerweise bei Rohren auf, die enge Lücken zwischen umgebenden Materialien aufweisen, beispielsweise bei Rohren, die mit Schellen an Ort und Stelle gehalten werden, oder bei Rohren, die dicht nebeneinander gepackt sind.Wenn die Sole in den Spalt eindringt, bildet sich in diesem Bereich mit der Zeit eine chemisch aggressive angesäuerte Eisenchloridlösung (FeCl3), die die Spaltkorrosion beschleunigt (Abb. 2).Da der Spalt selbst das Korrosionsrisiko erhöht, kann Spaltkorrosion bei Temperaturen auftreten, die viel niedriger sind als Lochfraß.
Abbildung 2 – Spaltkorrosion kann sich 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 Eisenchloridlösung im Spalt entwickeln.
Spaltkorrosion täuscht in der Regel zunächst Lochfraß in dem Spalt vor, der zwischen dem Rohrstück und dem Rohrstützkragen entsteht.Durch den Anstieg der Fe++-Konzentration in der Flüssigkeit innerhalb der Kluft wird der anfängliche Trichter jedoch immer größer, bis er die gesamte Kluft bedeckt.Letztendlich kann Spaltkorrosion zur Perforation des Rohres führen.
Dichte Risse stellen die größte Korrosionsgefahr dar.Daher sind Rohrschellen, die einen größeren Teil des Rohrumfangs umfassen, tendenziell riskanter als offene Schellen, die die Kontaktfläche zwischen Rohr und Schelle minimieren.Servicetechniker können dazu beitragen, das Risiko von Schäden oder Ausfällen durch Spaltkorrosion zu verringern, indem sie regelmäßig Klemmen öffnen und die Rohroberfläche auf Korrosion prüfen.
Lochfraß und Spaltkorrosion können durch die Auswahl der richtigen Metalllegierung für die Anwendung verhindert werden.Planer müssen bei der Auswahl des optimalen Rohrleitungsmaterials die gebotene Sorgfalt walten lassen, um das Korrosionsrisiko abhängig von der Prozessumgebung, den Prozessbedingungen und anderen Variablen zu minimieren.
Um Planern bei der Optimierung der Materialauswahl zu helfen, können sie die PREN-Werte von Metallen vergleichen, um deren Beständigkeit gegenüber lokaler Korrosion zu bestimmen.PREN kann aus der Chemie der Legierung, einschließlich ihres Gehalts an Chrom (Cr), Molybdän (Mo) und Stickstoff (N), wie folgt berechnet werden:
PREN steigt mit dem Gehalt der korrosionsbeständigen Elemente 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 rostfreie Stähle abhängig von der chemischen Zusammensetzung.Im Wesentlichen ist PREN proportional zu CPT.Daher weisen höhere PREN-Werte auf eine höhere Lochfraßbeständigkeit hin.Ein kleiner Anstieg des PREN entspricht nur einem geringen Anstieg des CPT im Vergleich zur Legierung, während ein großer Anstieg des PREN auf eine deutliche Leistungsverbesserung gegenüber einem deutlich höheren CPT hinweist.
Tabelle 1 vergleicht die PREN-Werte für verschiedene Legierungen, die üblicherweise in der Offshore-Öl- und Gasindustrie verwendet werden.Es zeigt, wie die Spezifikation die Korrosionsbeständigkeit durch die Auswahl einer Rohrlegierung höherer Qualität erheblich verbessern kann.PREN steigt leicht von 316 SS auf 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS oder Super Duplex 2507 SS sind ideal für eine deutliche Leistungssteigerung.
Höhere Nickel (Ni)-Konzentrationen in Edelstahl erhöhen auch die Korrosionsbeständigkeit.Der Nickelgehalt von Edelstahl ist jedoch nicht Teil der PREN-Gleichung.In jedem Fall ist es oft vorteilhaft, Edelstähle mit einem höheren Nickelgehalt zu wählen, da dieses Element dazu beiträgt, Oberflächen, die Anzeichen lokaler Korrosion aufweisen, wieder zu passivieren.Nickel stabilisiert Austenit und verhindert die Bildung von Martensit beim Biegen oder Kaltziehen von 1/8 starren Rohren.Martensit ist eine unerwünschte kristalline Phase in Metallen, die die Beständigkeit von Edelstahl gegenüber lokaler Korrosion sowie chloridinduzierter Spannungsrissbildung verringert.Der höhere Nickelgehalt von mindestens 12 % in 316/316L-Stahl ist auch für Hochdruck-Wasserstoffgasanwendungen wünschenswert.Die erforderliche Mindestnickelkonzentration für Edelstahl ASTM 316/316L beträgt 10 %.
Lokale Korrosion kann überall an Rohren auftreten, die in Meeresumgebungen verwendet werden.Lochfraß tritt jedoch eher in Bereichen auf, die bereits kontaminiert sind, während Spaltkorrosion eher in Bereichen mit engen Spalten zwischen Rohr und Installationsausrüstung auftritt.Auf der Grundlage von PREN kann der Planer die beste Rohrlegierung auswählen, um das Risiko lokaler Korrosion jeglicher Art zu minimieren.
Bedenken Sie jedoch, dass es noch andere Variablen gibt, die das Korrosionsrisiko beeinflussen können.Beispielsweise beeinflusst die Temperatur die Beständigkeit von Edelstahl gegenüber Lochfraß.Für heißes Meeresklima sollten Rohre aus superaustenitischem 6-Molybdänstahl oder superduplexem 2507-Edelstahl ernsthaft in Betracht gezogen werden, da diese Materialien eine hervorragende Beständigkeit gegen lokale Korrosion und Chloridrisse aufweisen.Für kühlere Klimazonen kann ein 316/316L-Rohr ausreichend sein, insbesondere wenn es in der Vergangenheit erfolgreich eingesetzt wurde.
Eigentümer und Betreiber von Offshore-Plattformen können auch Maßnahmen ergreifen, um das Korrosionsrisiko nach der Installation der Rohre zu minimieren.Sie sollten die Rohre sauber halten und regelmäßig mit frischem Wasser spülen, um das Risiko von Lochfraß zu verringern.Außerdem sollten Wartungstechniker bei Routineinspektionen Rohrschellen öffnen, um sie auf Spaltkorrosion zu prüfen.
Durch Befolgen der oben genannten Schritte können Plattformbesitzer und -betreiber das Risiko von Rohrkorrosion und damit verbundenen Lecks in der Meeresumwelt verringern, die Sicherheit und Effizienz verbessern und das Risiko von Produktverlusten oder diffusen 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 ist die führende Zeitschrift der Society of Petroleum Engineers und bietet maßgebliche Zusammenfassungen und Artikel zu Fortschritten in der Upstream-Technologie, Fragen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über SPE und seine Mitglieder.