Pomimo naturalnej odporności rur ze stali nierdzewnej na korozję, rury te instalowane w środowisku morskim są narażone na różne rodzaje korozji w trakcie przewidywanego okresu użytkowania. Korozja ta może prowadzić do emisji ulotnych, strat produktu i potencjalnych zagrożeń. Właściciele i operatorzy platform wiertniczych mogą zmniejszyć ryzyko korozji, stosując mocniejsze materiały rurowe, zapewniające lepszą odporność na korozję. W związku z tym muszą zachować czujność podczas kontroli przewodów wtryskowych chemikaliów, przewodów hydraulicznych i impulsowych oraz urządzeń i aparatury procesowej, aby upewnić się, że korozja nie zagraża integralności zainstalowanych przewodów ani bezpieczeństwu.
Lokalna korozja występuje na wielu platformach, statkach, okrętach i rurociągach morskich. Korozja ta może przybierać formę korozji wżerowej lub szczelinowej, które mogą powodować erozję ścianek rurociągów i wyciek cieczy.
Ryzyko korozji wzrasta wraz ze wzrostem temperatury roboczej. Ciepło może przyspieszyć degradację zewnętrznej, pasywnej warstwy tlenkowej rury, co sprzyja powstawaniu wżerów.
Niestety, lokalne wżery i korozja wżerowa są trudne do wykrycia, co utrudnia identyfikację, przewidywanie i projektowanie tych rodzajów korozji. Biorąc pod uwagę te zagrożenia, właściciele platform, operatorzy i osoby wyznaczone muszą zachować ostrożność przy wyborze najlepszego materiału na rurociągi do swoich zastosowań. Wybór materiału to pierwsza linia obrony przed korozją, dlatego jego prawidłowe wykonanie jest niezwykle ważne. Na szczęście mogą oni wybrać bardzo prosty, ale bardzo skuteczny wskaźnik lokalnej odporności na korozję – wskaźnik PREN (Pitting Resistance Equivalent Number). Im wyższa wartość PREN metalu, tym wyższa jego odporność na korozję lokalną.
W tym artykule przyjrzymy się sposobom identyfikacji korozji wżerowej i wżerowej, a także sposobom optymalizacji doboru materiałów na rury do zastosowań w morskim wydobyciu ropy naftowej i gazu na podstawie wartości PREN materiału.
Korozja lokalna występuje na niewielkich obszarach, w przeciwieństwie do korozji ogólnej, która jest bardziej równomierna na całej powierzchni metalu. Korozja wżerowa i wżerowa zaczyna się tworzyć na rurach ze stali nierdzewnej 316, gdy zewnętrzna, bogata w chrom, pasywna warstwa tlenkowa metalu ulega zniszczeniu pod wpływem żrących cieczy, w tym słonej wody. Środowiska morskie bogate w chlorki, a także wysokie temperatury, a nawet zanieczyszczenie powierzchni rur, zwiększają prawdopodobieństwo degradacji tej pasywacyjnej warstwy.
Korozja wżerowa (pitting) Korozja wżerowa występuje, gdy warstwa pasywacyjna na odcinku rury ulega zniszczeniu, tworząc małe wgłębienia lub wżery na powierzchni rury. Takie wżery prawdopodobnie będą się powiększać w miarę zachodzenia reakcji elektrochemicznych, w wyniku których żelazo w metalu rozpuszcza się w roztworze na dnie wżeru. Rozpuszczone żelazo dyfunduje następnie do górnej części wżeru i utlenia się, tworząc tlenek żelaza lub rdzę. Wraz z pogłębianiem się wżeru, reakcje elektrochemiczne przyspieszają, a korozja nasila się, co może prowadzić do perforacji ścianki rury i wycieków.
Rury są bardziej podatne na korozję wżerową, jeśli ich powierzchnia zewnętrzna jest zanieczyszczona (rysunek 1). Na przykład zanieczyszczenia pochodzące ze spawania i szlifowania mogą uszkodzić pasywacyjną warstwę tlenkową rury, powodując i przyspieszając korozję wżerową. To samo dotyczy zwykłego usuwania zanieczyszczeń z rur. Ponadto, gdy krople soli odparowują, mokre kryształy soli, które tworzą się na rurach, chronią warstwę tlenku i mogą prowadzić do korozji wżerowej. Aby zapobiec tego typu zanieczyszczeniom, należy regularnie przepłukiwać rury czystą wodą.
Rysunek 1. Rury ze stali nierdzewnej 316/316L zanieczyszczone kwasem, solą fizjologiczną i innymi osadami są bardzo podatne na korozję wżerową.
Korozja wżerowa. W większości przypadków operator może łatwo wykryć wżery. Jednak korozja wżerowa nie jest łatwa do wykrycia i stanowi większe zagrożenie dla operatorów i personelu. Zwykle występuje ona w rurach, które mają wąskie szczeliny między otaczającymi je materiałami, na przykład na rurach mocowanych zaciskami lub ściśle ułożonych jedna obok drugiej. Gdy solanka przedostaje się do szczeliny, z czasem w tym miejscu tworzy się chemicznie agresywny, zakwaszony roztwór chlorku żelazowego (FeCl3), który przyspiesza korozję wżerową (rys. 2). Ponieważ sama szczelina zwiększa ryzyko korozji, korozja wżerowa może wystąpić w temperaturach znacznie niższych niż korozja wżerowa.
Rysunek 2 – Korozja szczelinowa może rozwijać się pomiędzy rurą a jej podporą (u góry) oraz w przypadku montażu rury w pobliżu innych powierzchni (u dołu), ze względu na tworzenie się w szczelinie chemicznie agresywnego, zakwaszonego roztworu chlorku żelazowego.
Korozja wżerowa zazwyczaj symuluje wżery w szczelinie utworzonej między odcinkiem rury a kołnierzem podtrzymującym rurę. Jednakże, ze względu na wzrost stężenia Fe++ w płynie wewnątrz szczeliny, początkowy lej staje się coraz większy, aż pokryje całą szczelinę. Ostatecznie korozja wżerowa może doprowadzić do perforacji rury.
Gęste pęknięcia stanowią największe ryzyko korozji. Dlatego obejmy rurowe obejmujące większą część obwodu rury są zazwyczaj bardziej ryzykowne niż obejmy otwarte, które minimalizują powierzchnię styku między rurą a obejmą. Serwisanci mogą pomóc zmniejszyć ryzyko uszkodzenia lub awarii spowodowanej korozją szczelinową, regularnie otwierając obejmy i sprawdzając powierzchnię rury pod kątem korozji.
Korozję wżerową i wżerową można zapobiec, dobierając odpowiedni stop metali do danego zastosowania. Specjaliści muszą zachować należytą staranność przy doborze optymalnego materiału rurowego, aby zminimalizować ryzyko korozji w zależności od środowiska procesowego, warunków procesowych i innych zmiennych.
Aby pomóc projektantom zoptymalizować dobór materiałów, mogą oni porównać wartości PREN metali, aby określić ich odporność na korozję lokalną. PREN można obliczyć na podstawie składu chemicznego stopu, w tym zawartości chromu (Cr), molibdenu (Mo) i azotu (N), w następujący sposób:
Współczynnik PREN wzrasta wraz z zawartością w stopie pierwiastków odpornych na korozję, takich jak chrom, molibden i azot. Współczynnik PREN jest oparty na krytycznej temperaturze wżerów (CPT) – najniższej temperaturze, w której występują wżery – dla różnych stali nierdzewnych, w zależności od składu chemicznego. Zasadniczo PREN jest proporcjonalny do CPT. Dlatego wyższe wartości PREN oznaczają wyższą odporność na wżery. Niewielki wzrost PREN jest równoważny jedynie niewielkiemu wzrostowi CPT w porównaniu ze stopem, podczas gdy duży wzrost PREN oznacza znaczną poprawę wydajności w porównaniu ze znacznie wyższym CPT.
Tabela 1 porównuje wartości PREN dla różnych stopów powszechnie stosowanych w przemyśle naftowym i gazowym na morzu. Pokazuje ona, jak specyfikacja może znacznie poprawić odporność na korozję poprzez wybór stopu rurowego o wyższej jakości. PREN nieznacznie wzrasta od 316 SS do 317 SS. Stal superaustenityczna 6Mo SS lub stal superduplex 2507 SS idealnie nadają się do znacznego zwiększenia wydajności.
Wyższe stężenia niklu (Ni) w stali nierdzewnej zwiększają również odporność na korozję. Jednak zawartość niklu w stali nierdzewnej nie jest uwzględniona w równaniu PREN. W każdym razie często korzystne jest wybieranie stali nierdzewnych o wyższej zawartości niklu, ponieważ pierwiastek ten pomaga w ponownej pasywacji powierzchni wykazujących oznaki korozji miejscowej. Nikiel stabilizuje austenit i zapobiega tworzeniu się martenzytu podczas gięcia lub ciągnienia na zimno rur o grubości 1/8 cala. Martenzyt jest niepożądaną fazą krystaliczną w metalach, która zmniejsza odporność stali nierdzewnej na korozję miejscową, a także pękanie naprężeniowe wywołane przez chlorki. Wyższa zawartość niklu, wynosząca co najmniej 12% w stali 316/316L, jest również pożądana w zastosowaniach z wodorem pod wysokim ciśnieniem. Minimalne stężenie niklu wymagane dla stali nierdzewnej ASTM 316/316L wynosi 10%.
Korozja lokalna może wystąpić w dowolnym miejscu rur użytkowanych w środowisku morskim. Jednak korozja wżerowa jest bardziej prawdopodobna w obszarach już zanieczyszczonych, podczas gdy korozja wżerowa występuje częściej w obszarach z wąskimi szczelinami między rurą a osprzętem instalacyjnym. Wykorzystując PREN jako bazę, projektant może dobrać najlepszy stop do rur, aby zminimalizować ryzyko wystąpienia korozji lokalnej.
Należy jednak pamiętać, że istnieją inne zmienne, które mogą wpływać na ryzyko korozji. Na przykład temperatura wpływa na odporność stali nierdzewnej na wżery. W gorącym klimacie morskim należy poważnie rozważyć rury ze stali nierdzewnej superaustenitycznej 6-molibdenowej lub superduplexowej 2507, ponieważ materiały te charakteryzują się doskonałą odpornością na korozję miejscową i pękanie chlorkowe. W chłodniejszym klimacie wystarczające mogą być rury ze stali 316/316L, zwłaszcza jeśli były one w przeszłości z powodzeniem użytkowane.
Właściciele i operatorzy platform wiertniczych mogą również podjąć kroki w celu zminimalizowania ryzyka korozji po zainstalowaniu rur. Powinni utrzymywać rury w czystości i regularnie przepłukiwać je świeżą wodą, aby zmniejszyć ryzyko powstawania wżerów. Powinni również zlecać technikom konserwacyjnym otwieranie zacisków rurowych podczas rutynowych inspekcji w celu sprawdzenia, czy nie ma korozji szczelinowej.
Postępując zgodnie z powyższymi wskazówkami, właściciele i operatorzy platform mogą zmniejszyć ryzyko korozji rur i związanych z nią przecieków w środowisku morskim, poprawić bezpieczeństwo i wydajność oraz ograniczyć ryzyko utraty produktu lub emisji uciekających.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology jest wiodącym czasopismem wydawanym przez Society of Petroleum Engineers, w którym publikowane są rzetelne streszczenia i artykuły na temat postępów w technologii wydobywczej, zagadnień związanych z przemysłem naftowym i gazowym, a także aktualności dotyczące SPE i jego członków.