Til tross for den iboende korrosjonsmotstanden til rør av rustfritt stål, opplever rør av rustfritt stål som er installert i marine miljøer 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 som gir bedre korrosjonsmotstand. Etterpå må de være årvåkne når de inspiserer kjemisk injeksjon, hydrauliske og impulsledninger, samt prosessinstrumentering og sensorutstyr for å sikre at korrosjon ikke truer integriteten til installerte rør og kompromitterer sikkerheten.
Lokal korrosjon kan finnes på mange plattformer, fartøy, skip og rør i offshoreinstallasjoner. Denne korrosjonen kan være i form av gropkorrosjon eller spaltekorrosjon, som begge kan erodere rørveggen og forårsake væskeutslipp.
Risikoen for korrosjon er større når driftstemperaturen til applikasjonen øker. Varme kan akselerere ødeleggelsen av den beskyttende ytre passive oksidfilmen på røret, og dermed fremme dannelsen av punktkorrosjon.
Dessverre kan lokalisert gropkorrosjon og spaltekorrosjon være vanskelig å oppdage, noe som gjør disse typene korrosjon vanskeligere å identifisere, forutsi og designe for. Gitt disse risikoene, bør plattformeiere, operatører og utpekte aktører utvise forsiktighet når de velger det beste rørmaterialet for sin applikasjon. Materialvalg er deres første forsvarslinje mot korrosjon, så det er viktig å gjøre det riktig. Heldigvis kan de velge ved hjelp av et veldig enkelt, men veldig 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 gjennomgå 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 på metalloverflaten. Gropkorrosjon og spaltekorrosjon begynner å dannes på 316 rustfritt stålrør når metallets ytre kromrike passive oksidfilm brister på grunn av eksponering for korrosive væsker, inkludert saltvann. Kloridrike marine miljøer til havs og på land, samt høye temperaturer og til og med forurensning av røroverflaten, øker potensialet for nedbrytning av denne passiveringsfilmen.
Gropkorrosjon. Gropkorrosjon oppstår når passiveringsfilmen på en rørlengde ødelegges, og det dannes små hulrom eller groper på røroverflaten. Slike groper vil sannsynligvis vokse etter hvert som elektrokjemiske reaksjoner finner sted, noe som fører til at jernet i metallet løses opp i løsningen i bunnen av gropen. Det oppløste jernet vil deretter diffundere mot toppen av gropen og oksidere for å danne jernoksid eller rust. Etter hvert som gropen blir dypere, akselererer de elektrokjemiske reaksjonene, korrosjonen intensiveres og kan føre til perforering av rørveggen og føre til lekkasjer.
Rør er mer utsatt for gropkorrosjon når den ytre overflaten er forurenset (figur 1). For eksempel kan forurensning fra sveising og sliping skade det passiverende oksidlaget i røret, og dermed danne og akselerere gropkorrosjon. Det samme gjelder for håndtering av forurensning fra rør. I tillegg, når saltlakedråpene fordamper, gjør våte saltkrystaller som dannes på rørene det samme for å beskytte oksidlaget og kan føre til gropkorrosjon. For å forhindre denne typen forurensning, hold rørene rene ved å regelmessig skylle dem med ferskvann.
Figur 1 – Rør i rustfritt stål (316/316L) som er forurenset med syre, saltlake og andre avleiringer, er svært utsatt for punktkorrosjon.
Spaltkorrosjon. I de fleste tilfeller kan gropkorrosjon lett identifiseres av operatøren. Spaltkorrosjon er imidlertid ikke lett å oppdage og utgjør en større risiko for operatører og personell. Det forekommer vanligvis på rør som har trange mellomrom mellom de omkringliggende materialene, for eksempel rør som holdes på plass med klips eller rør som er tett installert side om side. Når saltlake siver inn i spalten, dannes en kjemisk aggressiv surgjort jernkloridløsning (FeCl3) i området over tid og forårsaker akselerert spaltekorrosjon (figur 2). Fordi spaltene i seg selv øker risikoen for korrosjon, kan spaltekorrosjon oppstå ved temperaturer som er mye lavere enn gropkorrosjon.
Figur 2 – Det kan oppstå spaltekorrosjon mellom røret og rørstøtten (øverst) og når røret installeres nær andre overflater (nederst) på grunn av dannelsen av en kjemisk aggressiv surgjort jernkloridløsning i spalteåpningen.
Spaltkorrosjon simulerer vanligvis punktkorrosjon først i sprekken som dannes mellom en rørlengde og rørstøtteklemmen. På grunn av den økende Fe++-konsentrasjonen i væsken i bruddet blir imidlertid det første krateret større og større til det dekker hele bruddet. Til slutt kan spaltkorrosjon perforere røret.
Tette sprekker er den største risikoen for korrosjon. Derfor har rørklemmer som vikles rundt mesteparten av rørets omkrets en større risiko enn åpne klemmer, som minimerer kontaktflaten mellom røret og klemmen. Vedlikeholdsteknikere kan bidra til å redusere sannsynligheten for at spaltekorrosjon forårsaker skade eller feil ved regelmessig å åpne klemmene og inspisere rørets overflate for korrosjon.
Gropkorrosjon og spaltekorrosjon kan best forebygges ved å velge riktig metalllegering for bruksområdet. Spesifikatorer bør utvise aktsomhet for å velge det optimale rørmaterialet for å minimere risikoen for korrosjon basert på driftsmiljø, prosessforhold og andre variabler.
For å hjelpe spesifisører med å optimalisere materialvalg, kan de sammenligne metallers PREN-verdier for å bestemme deres motstand mot lokal korrosjon. PREN kan beregnes ut fra legeringens kjemiske sammensetning, inkludert krom (Cr), molybden (Mo) og nitrogen (N)-innhold, som følger:
PREN øker med innholdet av de korrosjonsbestandige elementene krom, molybden og nitrogen i legeringen. PREN-forholdet er basert på den kritiske gropkorrosjonstemperaturen (CPT) – den laveste temperaturen der gropkorrosjon observeres – for ulike rustfrie ståltyper i forhold til kjemisk sammensetning. I hovedsak er PREN proporsjonal med CPT. Derfor indikerer høyere PREN-verdier høyere gropkorrosjonsmotstand. 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 til en betydelig høyere CPT.
Tabell 1 sammenligner PREN-verdiene for ulike legeringer som vanligvis brukes i offshore olje- og gassapplikasjoner. Den viser hvordan spesifikasjonen kan forbedre korrosjonsmotstanden betydelig ved å velge en rørlegering av høyere kvalitet. PREN øker bare litt ved overgang fra 316 til 317 rustfritt stål. For en betydelig ytelsesøkning brukes ideelt sett 6 Mo superaustenittisk rustfritt stål eller 2507 superdupleks rustfritt stål.
Høyere konsentrasjoner av nikkel (Ni) i rustfritt stål forbedrer også korrosjonsmotstanden. Nikkelinnholdet i rustfritt stål er imidlertid ikke en del av PREN-ligningen. Uansett er det ofte fordelaktig å spesifisere rustfritt stål med høyere nikkelkonsentrasjoner, 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 hardt rør. Martensitt er en uønsket krystallinsk fase i metaller som reduserer rustfritt ståls motstand mot lokalisert korrosjon samt kloridindusert spenningssprekker. Et høyere nikkelinnhold på minst 12 % i 316/316L er også ønskelig for applikasjoner som involverer høytrykksgassformet hydrogen. Minimum nikkelkonsentrasjonen som kreves for 316/316L rustfritt stål i ASTM-standardspesifikasjonen er 10 %.
Lokal korrosjon kan forekomme hvor som helst på rør som brukes i marine miljøer. 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 monteringsutstyret. Ved å bruke PREN som grunnlag kan spesifikasjonsgiveren velge den beste rørlegeringen for å minimere risikoen for enhver form for lokal korrosjon.
Husk imidlertid at det finnes andre variabler som kan påvirke korrosjonsrisikoen. For eksempel påvirker temperaturen motstanden mot punktering i rustfritt stål. For varme marine klimaer bør 6-molybden superaustenittisk eller 2507 superdupleks rustfritt stålrør vurderes seriøst, fordi disse materialene har utmerket motstand mot lokalisert korrosjon og kloridspenningssprekker. For kjøligere klimaer kan 316/316L-rør være tilstrekkelig, spesielt hvis det er etablert 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 skylle regelmessig med ferskvann for å redusere risikoen for gropkorrosjon. De bør også få vedlikeholdsteknikere til å åpne rørklemmer under rutinemessige inspeksjoner for å se etter tilstedeværelse av spaltekorrosjon.
Ved å følge trinnene som er skissert ovenfor, kan plattformeiere og operatører redusere risikoen for rørkorrosjon og relaterte lekkasjer i marine miljøer, forbedre sikkerhet og effektivitet, samtidig som de reduserer sjansen for produkttap eller utslipp av diffuse utslipp.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology er flaggskipmagasinet til Society of Petroleum Engineers, og gir autoritative oppdateringer og reportasjer om fremskritt innen lete- og produksjonsteknologi, problemstillinger innen olje- og gassindustrien, og nyheter om SPE og dets medlemmer.