În ciuda rezistenței inerente la coroziune a țevilor din oțel inoxidabil, acestea sunt supuse diferitelor tipuri de coroziune pe durata lor de viață preconizată. Această coroziune poate duce la emisii fugitive, pierderi de produs și riscuri potențiale. Proprietarii și operatorii de platforme offshore pot reduce riscul de coroziune prin specificarea unor materiale pentru țevi mai rezistente, care oferă o rezistență mai bună la coroziune. Ulterior, aceștia trebuie să rămână vigilenți atunci când inspectează injecția chimică, liniile hidraulice și de impuls, precum și instrumentele de proces și echipamentele de detectare, pentru a se asigura că coroziunea nu amenință integritatea țevilor instalate și nu compromite siguranța.
Coroziunea localizată poate fi întâlnită pe multe platforme, nave, nave și conducte din instalațiile offshore. Această coroziune poate fi sub formă de coroziune prin pitting sau crevice, oricare dintre acestea putând eroda peretele conductei și provocând eliberarea de fluid.
Riscul de coroziune este mai mare atunci când temperatura de funcționare a aplicației crește. Căldura poate accelera distrugerea peliculei de oxid pasiv exterioare protectoare a tubului, promovând astfel formarea coroziunii prin pitting.
Din păcate, coroziunea localizată prin pitting și coroziunea în fisuri poate fi dificil de detectat, ceea ce face ca aceste tipuri de coroziune să fie mai dificil de identificat, de prevăzut și de proiectat. Având în vedere aceste riscuri, proprietarii, operatorii și persoanele desemnate de platforme ar trebui să fie precauți atunci când selectează cel mai bun material pentru conducte pentru aplicația lor. Selectarea materialelor este prima lor linie de apărare împotriva coroziunii, așa că este important să o faci corect. Din fericire, aceștia pot alege folosind o măsură foarte simplă, dar foarte eficientă, a rezistenței la coroziune localizată, Numărul Echivalent de Rezistență la Pitting (PREN). Cu cât valoarea PREN a unui metal este mai mare, cu atât este mai mare rezistența sa la coroziunea localizată.
Acest articol va analiza modul de identificare a coroziunii prin pitting și crevice și cum de optimizare a selecției materialelor pentru tuburi pentru aplicațiile offshore de petrol și gaze pe baza valorii PREN a materialului.
Coroziunea localizată apare în zone mici în comparație cu coroziunea generală, care este mai uniformă pe suprafața metalului. Coroziunea prin pitting și crevice începe să se formeze pe țevile din oțel inoxidabil 316 atunci când pelicula de oxid pasiv bogată în crom a metalului se rupe din cauza expunerii la fluide corozive, inclusiv apa sărată. Mediile marine offshore și onshore bogate în cloruri, precum și temperaturile ridicate și chiar contaminarea suprafeței tubului, cresc potențialul de degradare a acestei pelicule de pasivare.
Coroziunea prin coroziune apare atunci când pelicula de pasivare de pe o porțiune de țeavă este distrusă, formând mici cavități sau gropi pe suprafața țevii. Astfel de gropi sunt susceptibile de a crește pe măsură ce au loc reacții electrochimice, determinând dizolvarea fierului din metal în soluția din fundul gropii. Fierul dizolvat se va difuza apoi spre partea superioară a gropii și se va oxida pentru a forma oxid de fier sau rugină. Pe măsură ce groapa se adâncește, reacțiile electrochimice se accelerează, coroziunea se intensifică și poate duce la perforarea peretelui țevii și la scurgeri.
Tuburile sunt mai susceptibile la coroziunea prin pitting atunci când suprafața lor exterioară este contaminată (Figura 1). De exemplu, contaminarea provenită din operațiunile de sudură și șlefuire poate deteriora stratul de oxid pasivant al țevii, formând și accelerând astfel coroziunea prin pitting. Același lucru este valabil și pentru simpla gestionare a contaminării din țevi. În plus, pe măsură ce picăturile de saramură se evaporă, cristalele de sare umede care se formează pe țevi fac același lucru pentru a proteja stratul de oxid și pot duce la coroziune prin pitting. Pentru a preveni aceste tipuri de contaminare, mențineți țevile curate clătindu-le regulat cu apă proaspătă.
Figura 1 – Țeava din oțel inoxidabil 316/316L contaminată cu acid, saramură și alte depuneri este foarte susceptibilă la coroziunea prin pitting.
Coroziune în fisuri. În majoritatea cazurilor, coroziunea în fisuri poate fi ușor identificată de către operator. Cu toate acestea, coroziunea în fisuri nu este ușor de detectat și prezintă un risc mai mare pentru operatori și personal. De obicei, apare la țevile care au spații înguste între materialele din jur, cum ar fi țevile fixate cu cleme sau țevile instalate strâns una lângă alta. Când saramura se infiltrează în fisură, în timp se formează în zonă o soluție acidificată de clorură ferică (FeCl3) agresivă chimic și provoacă accelerarea coroziunii în fisuri (Figura 2). Deoarece fisurile în sine cresc riscul de coroziune, coroziunea în fisuri poate apărea la temperaturi mult mai scăzute decât coroziunea în fisuri.
Figura 2 – Coroziunea în fisuri se poate dezvolta între țeavă și suportul țevii (sus) și atunci când țeava este instalată aproape de alte suprafețe (jos) din cauza formării unei soluții de clorură ferică acidificată, agresivă chimic, în fisură.
Coroziunea în fisuri simulează de obicei coroziunea în pitting, mai întâi în fisura formată între o bucată de țeavă și clema de susținere a țevii. Cu toate acestea, din cauza creșterii concentrației de Fe++ în fluidul din interiorul fracturii, craterul inițial devine din ce în ce mai mare până când acoperă întreaga fractură. În cele din urmă, coroziunea în fisuri poate perfora conducta.
Fisurile strânse reprezintă cel mai mare risc de coroziune. Prin urmare, clemele de țevi care înfășoară cea mai mare parte a circumferinței țevii tind să prezinte un risc mai mare decât clemele deschise, care minimizează suprafața de contact dintre țeavă și clemă. Tehnicienii de întreținere pot ajuta la reducerea probabilității ca coroziunea în fisuri să provoace daune sau defecțiuni prin deschiderea regulată a clemelor și inspectarea suprafeței țevii pentru coroziune.
Coroziunea prin pitting și coroziunea în fisuri poate fi cel mai bine prevenită prin alegerea aliajului metalic potrivit pentru aplicație. Specificatorii ar trebui să depună toate eforturile pentru a selecta materialul optim pentru conducte, astfel încât să minimizeze riscul de coroziune în funcție de mediul de funcționare, condițiile de proces și alte variabile.
Pentru a ajuta specificatorii să optimizeze selecția materialelor, aceștia pot compara valorile PREN ale metalelor pentru a determina rezistența acestora la coroziunea localizată. PREN poate fi calculat din compoziția chimică a aliajului, inclusiv conținutul de crom (Cr), molibden (Mo) și azot (N), după cum urmează:
PREN crește odată cu conținutul de elemente rezistente la coroziune crom, molibden și azot din aliaj. Relația PREN se bazează pe temperatura critică de coroziune (CPT) - cea mai scăzută temperatură la care se observă coroziunea prin coroziune - pentru diverse oțeluri inoxidabile, în raport cu compoziția chimică. În esență, PREN este proporțional cu CPT. Prin urmare, valori PREN mai mari indică o rezistență mai mare la coroziune. O creștere mică a PREN este echivalentă doar cu o creștere mică a CPT în comparație cu aliajul, în timp ce o creștere mare a PREN indică o îmbunătățire semnificativă a performanței până la un CPT semnificativ mai mare.
Tabelul 1 compară valorile PREN ale diferitelor aliaje utilizate în mod obișnuit în aplicațiile offshore de petrol și gaze. Acesta arată cum specificația poate îmbunătăți semnificativ rezistența la coroziune prin selectarea unui aliaj de țevi de calitate superioară. PREN crește doar ușor la trecerea de la oțel inoxidabil 316 la 317. Pentru o creștere semnificativă a performanței, se utilizează în mod ideal oțelul inoxidabil super austenitic 6 Mo sau oțelul inoxidabil super duplex 2507.
Concentrațiile mai mari de nichel (Ni) din oțelul inoxidabil sporesc, de asemenea, rezistența la coroziune. Cu toate acestea, conținutul de nichel din oțelul inoxidabil nu face parte din ecuația PREN. În orice caz, este adesea benefic să se specifice oțeluri inoxidabile cu concentrații mai mari de nichel, deoarece acest element ajută la re-pasivizarea suprafețelor care prezintă semne de coroziune localizată. Nichelul stabilizează austenita și previne formarea martensitei la îndoirea sau tragerea la rece a țevilor dure de 1/8. Martensita este o fază cristalină nedorită în metale care reduce rezistența oțelului inoxidabil la coroziunea localizată, precum și la fisurarea sub stres indusă de clorură. Un conținut mai mare de nichel de cel puțin 12% în oțelul inoxidabil 316/316L este, de asemenea, de dorit pentru aplicațiile care implică hidrogen gazos la presiune înaltă. Concentrația minimă de nichel necesară pentru oțelul inoxidabil 316/316L în specificația standard ASTM este de 10%.
Coroziunea localizată poate apărea oriunde pe țevile utilizate în medii marine. Cu toate acestea, coroziunea prin pitting este mai probabilă să apară în zonele deja contaminate, în timp ce coroziunea prin fisuri este mai probabilă să apară în zonele cu goluri înguste între țeavă și accesoriile de montare. Folosind PREN ca bază, specificatorul poate selecta cel mai bun aliaj pentru țevi pentru a minimiza riscul oricărui tip de coroziune localizată.
Totuși, rețineți că există și alte variabile care pot afecta riscul de coroziune. De exemplu, temperatura afectează rezistența la coroziune a oțelului inoxidabil. Pentru climatele marine calde, ar trebui luate în serios în considerare țevile din oțel inoxidabil super austenitic cu 6 molibden sau super duplex 2507, deoarece aceste materiale au o rezistență excelentă la coroziunea localizată și la fisurarea sub stres a clorurilor. Pentru climatele mai reci, țevile 316/316L pot fi suficiente, mai ales dacă s-a stabilit un istoric de utilizare cu succes.
Proprietarii și operatorii de platforme offshore pot lua, de asemenea, măsuri pentru a minimiza riscul de coroziune după instalarea tuburilor. Aceștia ar trebui să mențină conductele curate și să le clătească cu apă proaspătă în mod regulat pentru a reduce riscul de coroziune prin picurare. De asemenea, ar trebui să solicite tehnicienilor de întreținere să deschidă clemele tuburilor în timpul inspecțiilor de rutină pentru a verifica prezența coroziunii în fisuri.
Urmând pașii descriși mai sus, proprietarii și operatorii de platforme pot reduce riscul de coroziune a tuburilor și a scurgerilor aferente în mediile marine, îmbunătățind siguranța și eficiența, reducând în același timp șansa de pierdere a produsului sau de eliberare a emisiilor fugitive.
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 este revista principală a Societății Inginerilor Petrolieri, care oferă articole și articole de specialitate despre progresele în tehnologia de explorare și producție, probleme din industria petrolului și gazelor, precum și știri despre SPE și membrii săi.