Ondanks de inherente corrosiebestendigheid van roestvrijstalen leidingen, krijgen roestvrijstalen leidingen die in maritieme omgevingen worden geïnstalleerd, te maken met verschillende soorten corrosie tijdens hun verwachte levensduur. Deze corrosie kan leiden tot vluchtige emissies, productverlies en mogelijke risico's. Eigenaren en exploitanten van offshoreplatforms kunnen het risico op corrosie verminderen door sterkere leidingmaterialen te specificeren die een betere corrosiebestendigheid bieden. Daarna moeten ze waakzaam blijven bij het inspecteren van chemische injectie-, hydraulische en impulsleidingen, en procesinstrumentatie en sensorapparatuur om ervoor te zorgen dat corrosie de integriteit van de geïnstalleerde leidingen niet bedreigt en de veiligheid niet in gevaar brengt.
Lokale corrosie kan worden aangetroffen op veel platforms, vaartuigen, schepen en leidingen in offshore-installaties. Deze corrosie kan de vorm aannemen van putcorrosie of spleetcorrosie, die de pijpwand kunnen aantasten en tot vloeistoflekkage kunnen leiden.
Het risico op corrosie is groter naarmate de bedrijfstemperatuur van de toepassing stijgt. Hitte kan de vernietiging van de beschermende, buitenste passieve oxidefilm van de buis versnellen en zo de vorming van putcorrosie bevorderen.
Helaas zijn plaatselijke putcorrosie en spleetcorrosie lastig te detecteren, waardoor deze vormen van corrosie lastiger te identificeren, te voorspellen en er ontwerpmaatregelen voor te treffen. Gezien deze risico's moeten platformeigenaren, -exploitanten en -deskundigen voorzichtig te werk gaan bij het selecteren van het beste leidingmateriaal voor hun toepassing. Materiaalselectie is hun eerste verdedigingslinie tegen corrosie, dus het is belangrijk om het goed te doen. Gelukkig kunnen ze kiezen met behulp van een zeer eenvoudige maar zeer effectieve maatstaf voor plaatselijke corrosieweerstand: het Pitting Resistance Equivalent Number (PREN). Hoe hoger de PREN-waarde van een metaal, hoe beter het bestand is tegen plaatselijke corrosie.
In dit artikel wordt beschreven hoe u putcorrosie en spleetcorrosie kunt herkennen en hoe u de selectie van leidingmateriaal voor offshore olie- en gastoepassingen kunt optimaliseren op basis van de PREN-waarde van het materiaal.
Lokale corrosie treedt op in kleine gebieden vergeleken met algemene corrosie, die gelijkmatiger over het metaaloppervlak verloopt. Putcorrosie en spleetcorrosie beginnen zich te vormen op 316 roestvrijstalen buizen wanneer de buitenste, chroomrijke, passieve oxidefilm van het metaal scheurt door blootstelling aan corrosieve vloeistoffen, waaronder zout water. Chloriderijke offshore en onshore maritieme omgevingen, evenals hoge temperaturen en zelfs verontreiniging van het buisoppervlak, verhogen de kans op degradatie van deze passiveringsfilm.
Putcorrosie. Putcorrosie treedt op wanneer de passiveringsfilm op een stuk pijp wordt vernietigd, waardoor kleine holtes of putjes op het oppervlak van de pijp ontstaan. Zulke putjes groeien meestal als er elektrochemische reacties plaatsvinden, waardoor het ijzer in het metaal oplost in de oplossing op de bodem van het putje. Het opgeloste ijzer diffundeert vervolgens naar de bovenkant van het putje en oxideert tot ijzeroxide of roest. Naarmate het putje dieper wordt, versnellen de elektrochemische reacties, wordt de corrosie heviger en kan er perforatie van de pijpwand en lekkages optreden.
Buizen zijn gevoeliger voor putcorrosie als het buitenoppervlak verontreinigd is (afbeelding 1). Verontreiniging door las- en slijpbewerkingen kan bijvoorbeeld de passiverende oxidelaag van de buis beschadigen, waardoor putcorrosie ontstaat en deze versnelt. Hetzelfde geldt voor het eenvoudigweg verwijderen van verontreiniging uit buizen. Bovendien verdampen de natte zoutkristallen die zich op de buizen vormen, en beschermen zo de oxidelaag. Dit kan leiden tot putcorrosie. Om dit soort verontreiniging te voorkomen, moet u uw buizen schoonhouden door ze regelmatig door te spoelen met vers water.
Afbeelding 1 – Een 316/316L roestvrijstalen buis die verontreinigd is met zuur, pekel en andere afzettingen is zeer gevoelig voor putcorrosie.
spleetcorrosie. In de meeste gevallen kan de gebruiker putcorrosie eenvoudig vaststellen. Spleetcorrosie is echter niet eenvoudig te detecteren en vormt een groter risico voor gebruikers en personeel. Het komt meestal voor bij leidingen met nauwe ruimtes tussen de omringende materialen, zoals leidingen die met klemmen op hun plaats worden gehouden of leidingen die strak naast elkaar zijn geïnstalleerd. Wanneer pekel in de spleet sijpelt, vormt zich in de loop van de tijd een chemisch agressieve, verzuurde oplossing van ijzerchloride (FeCl3) in het gebied, die versnelde spleetcorrosie veroorzaakt (afbeelding 2). Omdat spleten zelf het risico op corrosie vergroten, kan spleetcorrosie optreden bij veel lagere temperaturen dan putcorrosie.
Afbeelding 2 – Spleetcorrosie kan ontstaan ​​tussen de pijp en de pijpsteun (boven) en wanneer de pijp dicht bij andere oppervlakken wordt geïnstalleerd (onder), vanwege de vorming van een chemisch agressieve, verzuurde ferrichloride-oplossing in de spleet.
Spleetcorrosie is doorgaans het gevolg van putcorrosie, die eerst optreedt in de spleet die ontstaat tussen een stuk pijp en de pijpbevestigingsklem. Door de toenemende concentratie Fe++ in de vloeistof in de breuk wordt de oorspronkelijke krater echter steeds groter, totdat deze de gehele breuk bedekt. ​​Uiteindelijk kan spleetcorrosie de pijp perforeren.
Dichte scheuren vormen het grootste risico op corrosie. Pijpklemmen die om het grootste deel van de omtrek van de pijp zijn gewikkeld, vormen daarom een ​​groter risico dan open klemmen, die het contactoppervlak tussen de pijp en de klem minimaliseren. Onderhoudstechnici kunnen de kans op spleetcorrosie die schade of storingen veroorzaakt helpen verkleinen door de klemmen regelmatig te openen en het oppervlak van de pijp te inspecteren op corrosie.
Putcorrosie en spleetcorrosie kunnen het beste worden voorkomen door de juiste metaallegering voor de toepassing te kiezen. Specificatieschrijvers moeten de nodige zorgvuldigheid betrachten bij de selectie van het optimale leidingmateriaal om het risico op corrosie te minimaliseren op basis van de bedrijfsomgeving, procesomstandigheden en andere variabelen.
Om specificators te helpen bij het optimaliseren van de materiaalkeuze, kunnen ze de PREN-waarden van metalen vergelijken om hun weerstand tegen plaatselijke corrosie te bepalen. PREN kan worden berekend op basis van de chemische samenstelling van de legering, inclusief het gehalte aan chroom (Cr), molybdeen (Mo) en stikstof (N), als volgt:
PREN neemt toe met het gehalte aan corrosiewerende elementen chroom, molybdeen en stikstof in de legering. De PREN-relatie is gebaseerd op de kritische putcorrosietemperatuur (CPT) - de laagste temperatuur waarbij putcorrosie wordt waargenomen - voor verschillende soorten roestvast staal in relatie tot de chemische samenstelling. In wezen is PREN evenredig met CPT. Hogere PREN-waarden duiden daarom op een hogere putcorrosieweerstand. Een kleine toename in PREN is slechts gelijk aan een kleine toename in CPT ten opzichte van de legering, terwijl een grote toename in PREN een aanzienlijke verbetering in prestaties aangeeft bij een aanzienlijk hogere CPT.
In tabel 1 worden de PREN-waarden van verschillende legeringen vergeleken die veel worden gebruikt bij offshore olie- en gastoepassingen. Hieruit blijkt hoe de specificatie de corrosiebestendigheid aanzienlijk kan verbeteren door een hoogwaardigere pijplegering te selecteren. PREN neemt slechts licht toe bij de overgang van 316 naar 317 roestvast staal. Voor een aanzienlijk betere prestatie wordt idealiter 6 Mo superaustenitisch roestvast staal of 2507 superduplex roestvast staal gebruikt.
Hogere concentraties nikkel (Ni) in roestvast staal verbeteren ook de corrosiebestendigheid. Het nikkelgehalte van roestvast staal maakt echter geen deel uit van de PREN-vergelijking. Hoe dan ook, het is vaak voordelig om roestvast staal te specificeren met een hogere nikkelconcentratie, omdat dit element helpt bij het opnieuw passiveren van oppervlakken die tekenen van plaatselijke corrosie vertonen. Nikkel stabiliseert austeniet en voorkomt de vorming van martensiet bij het buigen of koudtrekken van 1/8 harde buizen. Martensiet is een ongewenste kristallijne fase in metalen die de weerstand van roestvast staal tegen plaatselijke corrosie en chloride-geïnduceerde spanningsscheuren vermindert. Een hoger nikkelgehalte van ten minste 12% in 316/316L is ook wenselijk voor toepassingen met hogedrukgasvormige waterstof. De minimale nikkelconcentratie die vereist is voor roestvast staal 316/316L in de ASTM-standaardspecificatie is 10%.
Lokale corrosie kan overal optreden op leidingen die in maritieme omgevingen worden gebruikt. Putcorrosie ontstaat echter vaker op plaatsen die al verontreinigd zijn, terwijl spleetcorrosie vaker ontstaat op plaatsen met nauwe openingen tussen de leiding en het bevestigingsmateriaal. Met PREN als basis kan de specificateur de beste leidinglegering selecteren om het risico op welke vorm van lokale corrosie dan ook tot een minimum te beperken.
Houd er echter rekening mee dat er ook andere variabelen zijn die het corrosierisico kunnen beïnvloeden. Zo heeft de temperatuur invloed op de weerstand tegen putcorrosie van roestvast staal. Voor warme maritieme klimaten moeten 6 molybdeen super austenitisch of 2507 super duplex roestvast stalen buizen serieus worden overwogen, omdat deze materialen uitstekend bestand zijn tegen plaatselijke corrosie en chloride-spanningsscheuren. Voor koelere klimaten kan 316/316L buis voldoende zijn, vooral als deze al eerder succesvol is gebruikt.
Eigenaren en exploitanten van offshoreplatforms kunnen ook maatregelen treffen om het risico op corrosie te minimaliseren nadat de leidingen zijn geïnstalleerd. Ze moeten de leidingen schoon houden en regelmatig met vers water doorspoelen om het risico op putcorrosie te verminderen. Ook moeten onderhoudstechnici tijdens routinematige inspecties de klemmen van de leidingen openen om te controleren op de aanwezigheid van spleetcorrosie.
Door de hierboven beschreven stappen te volgen, kunnen platformeigenaren en -exploitanten het risico op corrosie van leidingen en de daarmee samenhangende lekkages in maritieme omgevingen verkleinen. Dit verbetert de veiligheid en efficiëntie en verkleint tegelijkertijd de kans op productverlies of de uitstoot van vluchtige emissies.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Het Journal of Petroleum Technology is het belangrijkste tijdschrift van de Society of Petroleum Engineers. Het biedt gezaghebbende samenvattingen en reportages over ontwikkelingen in exploratie- en productietechnologie, kwesties in de olie- en gasindustrie en nieuws over SPE en haar leden.