Pomimo wrodzonej odporności na korozję rur ze stali nierdzewnej, rury te instalowane w środowisku morskim są narażone na różne rodzaje korozji w trakcie oczekiwanego okresu eksploatacji. Korozja ta może prowadzić do emisji gazów cieplarnianych, utraty produktu i potencjalnych zagrożeń. Właściciele i operatorzy platform wiertniczych mogą zmniejszyć ryzyko korozji, stosując mocniejsze materiały rurowe, które zapewniają lepszą odporność na korozję. Następnie muszą zachować czujność podczas kontroli przewodów wtryskowych chemikaliów, przewodów hydraulicznych i impulsowych oraz urządzeń pomiarowych i czujników procesowych, aby mieć pewność, że korozja nie zagraża integralności zainstalowanych przewodów i bezpieczeństwu.
Zjawisko lokalnej korozji można zaobserwować na wielu platformach, statkach, okrętach i rurociągach w instalacjach morskich. Korozja ta może mieć postać wżerów lub korozji szczelinowej. W obu przypadkach może dojść do erozji ścianek rurociągów i wycieku cieczy.
Ryzyko korozji wzrasta wraz ze wzrostem temperatury roboczej. Ciepło może przyspieszyć niszczenie ochronnej, zewnętrznej, pasywnej warstwy tlenkowej rury, sprzyjając tym samym powstawaniu korozji wżerowej.
Niestety, miejscowe wżery i korozję szczelinową trudno wykryć, co utrudnia identyfikację, przewidywanie i projektowanie pod kątem tych rodzajów korozji. Biorąc pod uwagę te zagrożenia, właściciele platform, operatorzy i osoby wyznaczone powinni zachować ostrożność przy wyborze najlepszego materiału rurowego do swoich zastosowań. Wybór materiału to pierwsza linia obrony przed korozją, dlatego ważne jest, aby dokonać właściwego wyboru. Na szczęście mogą dokonać wyboru, korzystając z bardzo prostego, ale skutecznego pomiaru lokalnej odporności na korozję, czyli liczby równoważnej odporności na korozję wżerową (PREN). Im wyższa wartość PREN metalu, tym wyższa jego odporność na lokalną korozję.
W tym artykule omówiono, jak identyfikować korozję wżerową i szczelinową oraz jak zoptymalizować dobór materiałów na rury do zastosowań w wydobyciu ropy naftowej i gazu na morzu, na podstawie wartości PREN materiału.
Korozja lokalna występuje na małych obszarach, w przeciwieństwie do korozji ogólnej, która jest bardziej równomierna na całej powierzchni metalu. Korozja wżerowa i szczelinowa zaczyna tworzyć się na rurach ze stali nierdzewnej 316, gdy zewnętrzna warstwa pasywnego tlenku bogata w chrom pęka pod wpływem działania żrących płynów, w tym wody morskiej. Środowiska morskie bogate w chlorki na morzu i na lądzie, a także wysokie temperatury, a nawet zanieczyszczenie powierzchni rur, zwiększają ryzyko degradacji tej warstwy pasywacyjnej.
wżery.Korozja wżerowa ma miejsce, gdy warstwa pasywacyjna na długości rury ulega zniszczeniu, tworząc małe wgłębienia lub wżery na powierzchni rury. Takie wżery prawdopodobnie będą się powiększać, gdy zajdą reakcje elektrochemiczne, powodując rozpuszczenie żelaza w metalu w roztworze na dnie wżeru. Rozpuszczone żelazo będzie następnie dyfundować w kierunku górnej części wżeru i utleniać się, tworząc tlenek żelaza lub rdzę. W miarę pogłębiania się wżeru reakcje elektrochemiczne przyspieszają, korozja się nasila i może doprowadzić do perforacji ścianki rury i spowodować nieszczelności.
Rury są bardziej podatne na korozję wżerową, gdy ich zewnętrzna powierzchnia jest zanieczyszczona (rysunek 1). Na przykład zanieczyszczenia pochodzące ze spawania i szlifowania mogą uszkodzić pasywującą warstwę tlenku rury, powodując w ten sposób powstawanie i przyspieszanie korozji wżerowej. To samo dotyczy zwykłego radzenia sobie z zanieczyszczeniami z rur. Ponadto, gdy krople solanki odparowują, mokre kryształy soli, które tworzą się na rurach, chronią warstwę tlenku i mogą prowadzić do korozji wżerowej. Aby zapobiec tego typu zanieczyszczeniom, utrzymuj rury w czystości, regularnie przepłukując je świeżą wodą.
Rysunek 1 – Rury ze stali nierdzewnej 316/316L zanieczyszczone kwasem, solanką i innymi osadami są bardzo podatne na korozję wżerową.
korozja szczelinowa.W większości przypadków operator może łatwo zidentyfikować wżery.Jednakże korozja szczelinowa nie jest łatwa do wykrycia i stanowi większe ryzyko dla operatorów i personelu.Zazwyczaj występuje na rurach, które mają ciasne przestrzenie między otaczającymi materiałami, takich jak rury przytrzymywane na miejscu za pomocą zacisków lub rury, które są ściśle zainstalowane obok siebie.Kiedy solanka przedostaje się do szczeliny, z czasem w tym obszarze tworzy się chemicznie agresywny zakwaszony roztwór chlorku żelaza (FeCl3), który powoduje przyspieszoną korozję szczelinową (rysunek 2).Ponieważ szczeliny same w sobie zwiększają ryzyko korozji, korozja szczelinowa może wystąpić w temperaturach znacznie niższych niż korozja wżerowa.
Rysunek 2 – Korozja szczelinowa może rozwijać się pomiędzy rurą a jej podporą (góra) oraz gdy rura jest zainstalowana blisko innych powierzchni (dół) ze względu na tworzenie się w szczelinie chemicznie agresywnego zakwaszonego roztworu chlorku żelaza.
Korozja szczelinowa zazwyczaj symuluje korozję wżerową, która najpierw zachodzi w szczelinie utworzonej między rurą a zaciskiem podtrzymującym rurę. Jednak na skutek rosnącego stężenia Fe++ w płynie wewnątrz pęknięcia, początkowy krater staje się coraz większy, aż pokryje całe pęknięcie. Ostatecznie korozja szczelinowa może spowodować perforację rury.
Największe ryzyko korozji stanowią ciasne pęknięcia. Dlatego obejmy rurowe, które obejmują większą część obwodu rury, stwarzają większe ryzyko niż obejmy otwarte, które minimalizują powierzchnię styku między rurą a obejmą. Technicy zajmujący się konserwacją mogą pomóc zmniejszyć prawdopodobieństwo wystąpienia korozji szczelinowej, która może spowodować uszkodzenia lub awarie, poprzez regularne otwieranie obejm i sprawdzanie powierzchni rury pod kątem korozji.
Najlepszym sposobem zapobiegania korozji wżerowej i szczelinowej jest dobór odpowiedniego stopu metalu do danego zastosowania. Projektanci powinni zachować należytą staranność przy wyborze optymalnego materiału rurowego w celu zminimalizowania ryzyka korozji w oparciu o środowisko pracy, warunki procesu i inne zmienne.
Aby pomóc projektantom zoptymalizować dobór materiałów, mogą oni porównać wartości PREN metali w celu określenia ich odporności na korozję lokalną. Wartość PREN można obliczyć na podstawie składu chemicznego stopu, w tym zawartości chromu (Cr), molibdenu (Mo) i azotu (N), w następujący sposób:
PREN wzrasta wraz z zawartością w stopie pierwiastków odpornych na korozję: chromu, molibdenu i azotu. Zależność PREN opiera się na krytycznej temperaturze wżerów (CPT) – najniższej temperaturze, w której obserwuje się korozję wżerową – dla różnych stali nierdzewnych w odniesieniu do składu chemicznego. Zasadniczo PREN jest proporcjonalny do CPT. Dlatego wyższe wartości PREN wskazują na wyższą odporność na wżery. Mały wzrost PREN jest równoważny jedynie niewielkiemu wzrostowi CPT w porównaniu do stopu, podczas gdy duży wzrost PREN wskazuje na znaczną poprawę wydajności w porównaniu ze znacznie wyższym CPT.
Tabela 1 porównuje wartości PREN różnych stopów powszechnie stosowanych w zastosowaniach związanych z wydobyciem ropy naftowej i gazu na morzu. Pokazuje ona, w jaki sposób specyfikacja może znacznie poprawić odporność na korozję poprzez wybór stopu rur wyższej klasy. Wartość PREN wzrasta tylko nieznacznie przy przejściu ze stali nierdzewnej 316 na 317. Aby uzyskać znaczną poprawę wydajności, idealnie nadaje się stal nierdzewna superaustenityczna 6 Mo lub stal nierdzewna superduplex 2507.
Wyższe stężenia niklu (Ni) w stali nierdzewnej również zwiększają odporność na korozję. Jednak zawartość niklu w stali nierdzewnej nie jest częścią równania PREN. W każdym razie często korzystne jest określanie stali nierdzewnych o wyższych stężeniach niklu, ponieważ pierwiastek ten pomaga w ponownej pasywacji powierzchni, które wykazują oznaki lokalnej korozji. Nikiel stabilizuje austenit i zapobiega tworzeniu się martenzytu podczas gięcia lub ciągnienia na zimno rur o twardości 1/8 cala. Martenzyt jest niepożądaną fazą krystaliczną w metalach, która zmniejsza odporność stali nierdzewnej na lokalną korozję, a także pękanie naprężeniowe wywołane przez chlorki. Wyższa zawartość niklu, wynosząca co najmniej 12% w stali 316/316L, jest również pożądana w zastosowaniach obejmujących gazowy wodór pod wysokim ciśnieniem. Minimalne stężenie niklu wymagane dla stali nierdzewnej 316/316L zgodnie ze specyfikacją normy ASTM wynosi 10%.
Lokalna korozja może wystąpić w dowolnym miejscu rur eksploatowanych w środowisku morskim. Jednak korozja wżerowa występuje częściej w miejscach, które są już zanieczyszczone, natomiast korozja szczelinowa częściej występuje w miejscach, w których między rurą a elementami montażowymi występują wąskie szczeliny. Korzystając z PREN jako podstawy, projektant może wybrać najlepszy stop rur, aby zminimalizować ryzyko wystąpienia jakiejkolwiek lokalnej korozji.
Należy jednak pamiętać, że istnieją inne zmienne, które mogą mieć wpływ na ryzyko korozji. Przykładowo, temperatura ma wpływ na odporność stali nierdzewnej na korozję wżerową. W gorącym klimacie morskim należy poważnie rozważyć rury ze stali nierdzewnej super austenitycznej 6-molibdenowej lub super dupleksowej 2507, ponieważ materiały te charakteryzują się doskonałą odpornością na korozję miejscową i pękanie naprężeniowe pod wpływem chlorków. W chłodniejszym klimacie wystarczające mogą być rury ze stali 316/316L, zwłaszcza jeśli udokumentowano historię ich pomyślnego użytkowania.
Właściciele i operatorzy platform wiertniczych mogą również podjąć kroki mające na celu zminimalizowanie ryzyka korozji po zainstalowaniu rur. Powinni dbać o czystość rur i regularnie przepłukiwać je świeżą wodą, aby ograniczyć ryzyko korozji wżerowej. Powinni również zlecać technikom ds. konserwacji otwieranie zacisków rur podczas rutynowych kontroli w celu sprawdzenia, czy nie występuje korozja szczelinowa.
Postępując zgodnie z powyższymi wskazówkami, właściciele i operatorzy platform mogą zmniejszyć ryzyko korozji rur i związanych z nią przecieków w środowisku morskim, zwiększając bezpieczeństwo i wydajność, a jednocześnie zmniejszając ryzyko utraty produktu lub uwolnienia uciekających emisji.
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 jest sztandarowym czasopismem Society of Petroleum Engineers, w którym można znaleźć rzetelne informacje i artykuły na temat postępów w technologii poszukiwań i produkcji, zagadnień związanych z przemysłem naftowym i gazowniczym, a także aktualności na temat SPE i jego członków.