Til tross for den iboende korrosjonsmotstanden til rør av rustfritt stål, er rør av rustfritt stål installert i marine miljøer utsatt for ulike typer korrosjon i løpet av sin forventede levetid. Denne korrosjonen kan føre til diffuse utslipp, produkttap og potensielle risikoer. Eiere og operatører av offshore-plattformer kan redusere risikoen for korrosjon ved å spesifisere sterkere rørmaterialer fra starten av for bedre korrosjonsmotstand. Deretter må de være årvåkne når de inspiserer kjemikalieinjeksjonsledninger, hydrauliske og impulsledninger, samt prosessinstrumentering og -instrumentering for å sikre at korrosjon ikke truer integriteten til det installerte røret eller kompromitterer sikkerheten.
Lokal korrosjon kan finnes på mange plattformer, skip, skip og offshore rørledninger. Denne korrosjonen kan være i form av gropkorrosjon eller spaltekorrosjon, som begge kan erodere rørveggen og forårsake væskeutslipp.
Risikoen for korrosjon øker etter hvert som driftstemperaturen til applikasjonen øker. Varme kan akselerere nedbrytningen av rørets beskyttende ytre passive oksidfilm, og dermed fremme punktering.
Dessverre er lokalisert gropkorrosjon og spaltekorrosjon vanskelig å oppdage, noe som gjør det vanskelig å identifisere, forutsi og designe disse typene korrosjon. Gitt disse risikoene må plattformeiere, operatører og utpekte aktører utvise forsiktighet når de velger det beste rørledningsmaterialet for sin applikasjon. Materialvalg er deres første forsvarslinje mot korrosjon, så det er svært viktig å gjøre det riktig. Heldigvis kan de bruke et veldig enkelt, men svært effektivt mål på lokalisert korrosjonsmotstand, Pitting Resistance Equivalent Number (PREN). Jo høyere PREN-verdien til et metall er, desto høyere er motstanden mot lokalisert korrosjon.
Denne artikkelen vil se på hvordan man identifiserer gropkorrosjon og spaltekorrosjon, og hvordan man optimaliserer valg av rørmateriale for offshore olje- og gassapplikasjoner basert på materialets PREN-verdi.
Lokal korrosjon forekommer i små områder sammenlignet med generell korrosjon, som er mer jevn over metalloverflaten. Gropkorrosjon og spaltekorrosjon begynner å dannes på 316 rustfritt stålrør når den ytre kromrike passive oksidfilmen av metallet brister ved eksponering for korrosive væsker, inkludert saltvann. Marine miljøer rike på klorider, samt høye temperaturer og til og med forurensning av røroverflaten, øker sannsynligheten for nedbrytning av denne passiveringsfilmen.
Gropkorrosjon Gropkorrosjon oppstår når passiveringsfilmen på en rørseksjon brytes ned, og danner små hulrom eller groper på røroverflaten. Slike groper vil sannsynligvis vokse etter hvert som elektrokjemiske reaksjoner forløper, noe som fører til at jernet i metallet løses opp i løsningen i bunnen av gropen. Det oppløste jernet vil deretter diffundere til toppen av gropen og oksidere for å danne jernoksid eller rust. Etter hvert som gropen blir dypere, akselererer de elektrokjemiske reaksjonene, korrosjonen øker, noe som kan føre til perforering av rørveggen og føre til lekkasjer.
Rør er mer utsatt for gropdannelse hvis den ytre overflaten er forurenset (figur 1). For eksempel kan forurensninger fra sveising og sliping skade passiveringsoksidlaget i røret, og dermed danne og akselerere gropdannelse. Det samme gjelder for håndtering av forurensning fra rør. I tillegg, når saltdråpene fordamper, beskytter de våte saltkrystallene som dannes på rørene oksidlaget og kan føre til gropdannelse. For å forhindre denne typen forurensning, hold rørene rene ved å skylle dem regelmessig med ferskvann.
Figur 1. 316/316L rustfritt stålrør forurenset med syre, saltvann og andre avleiringer er svært utsatt for punktering.
spaltekorrosjon. I de fleste tilfeller kan gropkorrosjon lett oppdages av operatøren. Spaltekorrosjon er imidlertid ikke lett å oppdage og utgjør en større risiko for operatører og personell. Dette forekommer vanligvis på rør som har smale mellomrom mellom omkringliggende materialer, for eksempel rør som holdes på plass med klemmer eller rør som er tettpakket inntil hverandre. Når saltlaken siver inn i gapet, dannes det over tid en kjemisk aggressiv surgjort jernkloridløsning (FeCl3) i dette området, noe som forårsaker akselerert korrosjon av gapet (fig. 2). Siden spaltekorrosjon i sin natur øker risikoen for korrosjon, kan spaltekorrosjon oppstå ved mye lavere temperaturer enn gropkorrosjon.
Figur 2 – Spaltekorrosjon kan utvikles mellom røret og rørstøtten (øverst) og når røret installeres nær andre overflater (nederst) på grunn av dannelsen av en kjemisk aggressiv sur løsning av jernklorid i gapet.
Spaltkorrosjon simulerer vanligvis først punktering i gapet som dannes mellom rørseksjonen og rørstøttekragen. På grunn av økningen i konsentrasjonen av Fe++ i væsken inne i bruddet, blir imidlertid den første trakten større og større inntil den dekker hele bruddet. Til syvende og sist kan spaltkorrosjon føre til perforering av røret.
Tette sprekker representerer den største risikoen for korrosjon. Derfor er rørklemmer som omkranser en stor del av rørets omkrets ofte mer risikable enn åpne klemmer, som minimerer kontaktflaten mellom rør og klemme. Serviceteknikere kan bidra til å redusere sjansen for korrosjonsskader eller -feil på grunn av spaltekorrosjon ved regelmessig å åpne armaturer og inspisere røroverflater for korrosjon.
Gropkorrosjon og spaltekorrosjon kan forebygges ved å velge riktig metalllegering for den spesifikke applikasjonen. Spesifikatorer må utvise aktsomhet ved valg av optimalt rørmateriale for å minimere risikoen for korrosjon, avhengig av driftsmiljø, prosessforhold og andre variabler.
For å hjelpe spesifikasjonsansvarlige med å optimalisere materialvalget, kan de sammenligne PREN-verdiene til metaller for å bestemme deres motstand mot lokal korrosjon. PREN kan beregnes ut fra legeringens kjemiske sammensetning, inkludert krom (Cr), molybden (Mo) og nitrogen (N), som følger:
PREN øker med innholdet av korrosjonsbestandige elementer som krom, molybden og nitrogen i legeringen. PREN-forholdet er basert på den kritiske groppunkttemperaturen (CPT) – den laveste temperaturen der groppunktdannelse oppstår – for ulike rustfrie ståltyper, avhengig av den kjemiske sammensetningen. I hovedsak er PREN proporsjonal med CPT. Derfor indikerer høyere PREN-verdier høyere groppunktmotstand. En liten økning i PREN tilsvarer bare en liten økning i CPT sammenlignet med legeringen, mens en stor økning i PREN indikerer en betydelig forbedring i ytelsen sammenlignet med en mye høyere CPT.
Tabell 1 sammenligner PREN-verdier for ulike legeringer som ofte brukes i offshore olje- og gassindustrien. Den viser hvordan spesifikasjon kan forbedre korrosjonsmotstanden betraktelig ved å velge en rørlegering av høyere kvalitet. PREN øker litt fra 316 SS til 317 SS. Super Austenittisk 6 Mo SS eller Super Duplex 2507 SS er ideelle for betydelige ytelsesforbedringer.
Høyere nikkel (Ni)-konsentrasjoner i rustfritt stål øker også korrosjonsmotstanden. Nikkelinnholdet i rustfritt stål er imidlertid ikke en del av PREN-ligningen. Uansett er det ofte fordelaktig å velge rustfritt stål med et høyere nikkelinnhold, da dette elementet bidrar til å repassivere overflater som viser tegn til lokalisert korrosjon. Nikkel stabiliserer austenitt og forhindrer martensittdannelse ved bøying eller kaldtrekking av 1/8 stive rør. Martensitt er en uønsket krystallinsk fase i metaller som reduserer motstanden til rustfritt stål mot lokalisert korrosjon samt kloridindusert spenningssprekker. Det høyere nikkelinnholdet på minst 12 % i 316/316L-stål er også ønskelig for høytrykks hydrogengassapplikasjoner. Minimum nikkelkonsentrasjonen som kreves for ASTM 316/316L rustfritt stål er 10 %.
Lokal korrosjon kan forekomme hvor som helst i en rørledning som brukes i et marint miljø. Imidlertid er det mer sannsynlig at punktkorrosjon forekommer i områder som allerede er forurenset, mens spaltekorrosjon er mer sannsynlig å forekomme i områder med smale åpninger mellom røret og installasjonsutstyret. Ved å bruke PREN som grunnlag kan spesifikasjonsgiveren velge den beste rørkvaliteten for å minimere risikoen for enhver form for lokal korrosjon.
Husk imidlertid at det finnes andre variabler som kan påvirke risikoen for korrosjon. For eksempel påvirker temperaturen motstanden til rustfritt stål mot gropkorrosjon. For varmt maritimt klima bør superaustenittisk 6-molybdenstål eller superdupleks 2507 rustfritt stålrør vurderes seriøst, fordi disse materialene har utmerket motstand mot lokalisert korrosjon og kloridsprekker. For kjøligere klima kan et 316/316L-rør være tilstrekkelig, spesielt hvis det er en historie med vellykket bruk.
Eiere og operatører av offshore-plattformer kan også iverksette tiltak for å minimere risikoen for korrosjon etter at rørene er installert. De bør holde rørene rene og regelmessig skylles med ferskvann for å redusere risikoen for gropkorrosjon. De bør også få vedlikeholdsteknikere til å åpne klemmene under rutinemessige inspeksjoner for å sjekke for spaltekorrosjon.
Ved å følge trinnene ovenfor kan plattformeiere og operatører redusere risikoen for rørkorrosjon og relaterte lekkasjer i det marine miljøet, forbedre sikkerhet og effektivitet, og redusere sjansen for produkttap eller diffuse utslipp.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology, flaggskiptidsskriftet til Society of Petroleum Engineers, gir autoritative oppdateringer og artikler om fremskritt innen oppstrømsteknologi, problemstillinger innen olje- og gassindustrien, og nyheter om SPE og dets medlemmer.