Unatoč inherentnoj otpornosti cijevi od nehrđajućeg čelika na koroziju, cijevi od nehrđajućeg čelika ugrađene u morskom okruženju podložne su različitim vrstama korozije tijekom svog očekivanog vijeka trajanja. Ta korozija može dovesti do fugitivnih emisija, gubitka proizvoda i potencijalnih rizika. Vlasnici i operateri offshore platformi mogu smanjiti rizik od korozije određivanjem jačih materijala za cijevi koji pružaju bolju otpornost na koroziju. Nakon toga moraju ostati budni prilikom pregleda kemijskih ubrizgavača, hidrauličnih i impulsnih vodova te procesne instrumentacije i senzorske opreme kako bi osigurali da korozija ne ugrožava integritet ugrađenih cjevovoda i sigurnost.
Lokalizirana korozija može se naći na mnogim platformama, plovilima, brodovima i cjevovodima u offshore instalacijama. Ova korozija može biti u obliku rupičaste ili pukotinske korozije, od kojih bilo koja može nagristi stijenku cijevi i uzrokovati ispuštanje tekućine.
Rizik od korozije je veći kada se radna temperatura primjene poveća. Toplina može ubrzati uništavanje zaštitnog vanjskog pasivnog oksidnog filma cijevi, čime se potiče stvaranje rupičaste korozije.
Nažalost, lokaliziranu koroziju u obliku rupica i pukotina može biti teško otkriti, što otežava identifikaciju, predviđanje i projektiranje ovih vrsta korozije. S obzirom na ove rizike, vlasnici platformi, operateri i imenovane osobe trebaju biti oprezni pri odabiru najboljeg materijala za cijevi za svoju primjenu. Odabir materijala je njihova prva linija obrane od korozije, stoga je važno da bude ispravan. Srećom, mogu birati pomoću vrlo jednostavne, ali vrlo učinkovite mjere lokalizirane otpornosti na koroziju, ekvivalentnog broja otpornosti na rupice (PREN). Što je veća PREN vrijednost metala, to je veća njegova otpornost na lokaliziranu koroziju.
Ovaj članak će pregledati kako prepoznati koroziju u obliku rupa i pukotina te kako optimizirati odabir materijala za cijevi za primjene u naftnoj i plinskoj industriji na moru na temelju PREN vrijednosti materijala.
Lokalizirana korozija javlja se na malim područjima u usporedbi s općom korozijom, koja je ujednačenija na metalnoj površini. Točkasta i pukotinska korozija počinju se stvarati na cijevima od nehrđajućeg čelika 316 kada vanjski pasivni oksidni film bogat kromom pukne zbog izloženosti korozivnim tekućinama, uključujući slanu vodu. Morski okoliši bogati kloridima na moru i na kopnu, kao i visoke temperature, pa čak i kontaminacija površine cijevi, povećavaju potencijal za degradaciju ovog pasivizacijskog filma.
Točkasta korozija. Točkasta korozija nastaje kada se pasivizacijski film na dijelu cijevi uništi, stvarajući male šupljine ili udubljenja na površini cijevi. Takve udubljenja vjerojatno će rasti kako se odvijaju elektrokemijske reakcije, uzrokujući otapanje željeza u metalu u otopinu na dnu udubljenja. Otopljeno željezo će zatim difundirati prema vrhu udubljenja i oksidirati stvarajući željezni oksid ili hrđu. Kako se udubljuje, elektrokemijske reakcije se ubrzavaju, korozija se pojačava i može dovesti do perforacije stijenke cijevi i propuštanja.
Cijevi su osjetljivije na rupičastu koroziju kada je njihova vanjska površina kontaminirana (Slika 1). Na primjer, kontaminacija od zavarivanja i brušenja može oštetiti pasivizirajući oksidni sloj cijevi, čime se stvara i ubrzava rupičasta korozija. Isto vrijedi i za jednostavno rješavanje kontaminacije iz cijevi. Osim toga, kako kapljice slane vode isparavaju, vlažni kristali soli koji se formiraju na cijevima čine isto kako bi zaštitili oksidni sloj i mogu dovesti do rupičaste korozije. Kako biste spriječili ove vrste kontaminacije, održavajte cijevi čistima redovitim ispiranjem slatkom vodom.
Slika 1 – Cijev od nehrđajućeg čelika 316/316L kontaminirana kiselinom, slanom vodom i drugim naslagama vrlo je osjetljiva na rupičastu koroziju.
korozija pukotina. U većini slučajeva, operater može lako prepoznati koroziju u pukotinama. Međutim, koroziju u pukotinama nije lako otkriti i predstavlja veći rizik za operatere i osoblje. Obično se javlja na cijevima koje imaju uske prostore između okolnih materijala, kao što su cijevi pričvršćene kopčama ili cijevi koje su čvrsto postavljene jedna do druge. Kada slana voda prodre u pukotinu, kemijski agresivna zakiseljena otopina željeznog klorida (FeCl3) s vremenom se stvara u tom području i uzrokuje ubrzanje korozije pukotina (Slika 2). Budući da same pukotine povećavaju rizik od korozije, korozija u pukotinama može se pojaviti na temperaturama znatno nižim od korozije u pukotinama.
Slika 2 – Korozija u pukotini može se razviti između cijevi i nosača cijevi (gore) i kada je cijev postavljena blizu drugih površina (dolje) zbog stvaranja kemijski agresivne zakiseljene otopine željeznog klorida u pukotini.
Korozija u pukotinama obično simulira rupičastu koroziju koja se prvo formira između dijela cijevi i obujmice cijevi. Međutim, zbog povećane koncentracije Fe++ u tekućini unutar pukotine, početni krater postaje sve veći i veći dok ne prekrije cijelu pukotinu. U konačnici, korozija u pukotinama može probušiti cijev.
Uske pukotine predstavljaju najveći rizik od korozije. Stoga, cijevne stezaljke koje se omotavaju oko većeg dijela opsega cijevi obično predstavljaju veći rizik od otvorenih stezaljki, koje minimiziraju kontaktnu površinu između cijevi i stezaljke. Tehničari za održavanje mogu pomoći u smanjenju vjerojatnosti da korozija pukotina uzrokuje oštećenje ili kvar redovitim otvaranjem stezaljki i pregledom površine cijevi na koroziju.
Točkasta i pukotinska korozija najbolje se mogu spriječiti odabirom prave metalne legure za primjenu. Proizvođači radova trebaju postupati s dužnom pažnjom kako bi odabrali optimalni materijal za cijevi kako bi se smanjio rizik od korozije na temelju radnog okruženja, uvjeta procesa i drugih varijabli.
Kako bi pomogli specifikatorima u optimizaciji odabira materijala, mogu usporediti PREN vrijednosti metala kako bi odredili njihovu otpornost na lokaliziranu koroziju. PREN se može izračunati iz kemijskog sastava legure, uključujući sadržaj kroma (Cr), molibdena (Mo) i dušika (N), kako slijedi:
PREN se povećava s udjelom elemenata otpornih na koroziju, kroma, molibdena i dušika, u leguri. PREN odnos temelji se na kritičnoj temperaturi korozije (CPT) – najnižoj temperaturi na kojoj se opaža korozija – za različite nehrđajuće čelike u odnosu na kemijski sastav. U biti, PREN je proporcionalan CPT-u. Stoga, veće vrijednosti PREN-a ukazuju na veću otpornost na koroziju. Malo povećanje PREN-a ekvivalentno je samo malom povećanju CPT-a u usporedbi s legurom, dok veliko povećanje PREN-a ukazuje na značajno poboljšanje performansi na znatno veći CPT.
Tablica 1 uspoređuje PREN vrijednosti različitih legura koje se obično koriste u primjenama nafte i plina na moru. Pokazuje kako specifikacija može značajno poboljšati otpornost na koroziju odabirom legure za cijevi više kvalitete. PREN se samo neznatno povećava pri prijelazu s nehrđajućeg čelika 316 na nehrđajući čelik 317. Za značajno povećanje performansi idealno se koristi superaustenitni nehrđajući čelik 6Mo ili superdupleks nehrđajući čelik 2507.
Veće koncentracije nikla (Ni) u nehrđajućem čeliku također povećavaju otpornost na koroziju. Međutim, sadržaj nikla u nehrđajućem čeliku nije dio PREN jednadžbe. U svakom slučaju, često je korisno specificirati nehrđajuće čelike s višim koncentracijama nikla, jer ovaj element pomaže u ponovnoj pasivizaciji površina koje pokazuju znakove lokalizirane korozije. Nikal stabilizira austenit i sprječava stvaranje martenzita pri savijanju ili hladnom vučenju cijevi tvrde 1/8. Martenzit je neželjena kristalna faza u metalima koja smanjuje otpornost nehrđajućeg čelika na lokaliziranu koroziju, kao i na pucanje pod naponom uzrokovano kloridima. Veći sadržaj nikla od najmanje 12% u 316/316L također je poželjan za primjene koje uključuju plinoviti vodik pod visokim tlakom. Minimalna koncentracija nikla potrebna za nehrđajući čelik 316/316L u ASTM standardnoj specifikaciji je 10%.
Lokalizirana korozija može se pojaviti bilo gdje na cijevima koje se koriste u morskom okruženju. Međutim, korozija u obliku rupica vjerojatnije će se pojaviti u područjima koja su već kontaminirana, dok je korozija u obliku pukotina vjerojatnija u područjima s uskim razmacima između cijevi i montažnog pribora. Koristeći PREN kao osnovu, specifikator može odabrati najbolju leguru za cijevi kako bi se smanjio rizik od bilo kakve lokalizirane korozije.
Međutim, imajte na umu da postoje i druge varijable koje mogu utjecati na rizik od korozije. Na primjer, temperatura utječe na otpornost nehrđajućeg čelika na koroziju. Za vruće morske klime, cijevi od nehrđajućeg čelika 6 s molibdenskim super austenitnim ili 2507 super dupleksnim molibdenskim čelikom treba ozbiljno razmotriti jer ti materijali imaju izvrsnu otpornost na lokaliziranu koroziju i pucanje uslijed klorida. Za hladnije klime, cijevi 316/316L mogu biti dovoljne, posebno ako je utvrđena povijest uspješne upotrebe.
Vlasnici i operateri platformi na moru također mogu poduzeti korake za smanjenje rizika od korozije nakon ugradnje cijevi. Trebali bi održavati cijevi čistima i redovito ih ispirati slatkom vodom kako bi smanjili rizik od rupičaste korozije. Također bi trebali zamoliti tehničare za održavanje da otvaraju stezaljke za cijevi tijekom rutinskih pregleda kako bi provjerili prisutnost korozije u pukotinama.
Slijedeći gore navedene korake, vlasnici i operateri platformi mogu smanjiti rizik od korozije cijevi i povezanih curenja u morskom okruženju, poboljšavajući sigurnost i učinkovitost, a istovremeno smanjujući mogućnost gubitka proizvoda ili ispuštanja fugitivnih emisija.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Časopis za naftnu tehnologiju (Journal of Petroleum Technology) vodeći je časopis Društva naftnih inženjera (Society of Petroleum Engineers), koji pruža autoritativne sažetke i članke o napretku u tehnologiji istraživanja i proizvodnje, pitanjima naftne i plinske industrije te vijesti o SPE-u i njegovim članovima.