În ciuda rezistenței inerente la coroziune a țevilor din oțel inoxidabil, acestea sunt supuse diferitelor tipuri de coroziune pe durata lor de viață estimată. 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 mai rezistente pentru țevi de la bun început, pentru o rezistență mai bună la coroziune. Ulterior, aceștia trebuie să rămână vigilenți atunci când inspectează liniile de injecție chimică, liniile hidraulice și de impuls, precum și instrumentația de proces pentru a se asigura că aceasta nu amenință integritatea țevilor instalate și nu compromite siguranța.
Coroziunea localizată poate fi întâlnită pe multe platforme, nave, nave și conducte offshore. Această coroziune poate fi sub formă de coroziune prin pitting sau crevice, oricare dintre acestea putând eroda peretele conductei și provocând eliberarea de lichid.
Riscul de coroziune crește odată cu creșterea temperaturii de funcționare a aplicației. Căldura poate accelera degradarea peliculei de oxid pasiv exterioare protectoare a tubului, favorizând astfel coroziunea (pitting).
Din păcate, coroziunea localizată prin pitting și coroziunea în fisuri este dificil de detectat, ceea ce face dificilă identificarea, prezicerea și proiectarea acestor tipuri de coroziune. Având în vedere aceste riscuri, proprietarii, operatorii și persoanele desemnate de platforme trebuie să fie precauți în selectarea celui mai bun material pentru conducte pentru aplicația lor. Selectarea materialelor este prima lor linie de apărare împotriva coroziunii, așa că alegerea corectă a acesteia este foarte importantă. Din fericire, aceștia pot utiliza 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 aplicații offshore de petrol și gaze pe baza valorii PREN a materialului.
Coroziunea localizată apare în zone mici, comparativ cu coroziunea generală, care este mai uniformă pe suprafața metalului. Coroziunea prin pitting și crevice încep să se formeze pe tuburile din oțel inoxidabil 316 atunci când pelicula de oxid pasiv bogată în crom a metalului este ruptă prin expunerea la lichide corozive, inclusiv apa sărată. Mediile marine bogate în cloruri, precum și temperaturile ridicate și chiar contaminarea suprafeței tuburilor, cresc probabilitatea degradării acestei pelicule de pasivizare.
Coroziunea prin coroziune apare atunci când pelicula de pasivizare de pe o secțiune de țeavă se rupe, formând mici cavități sau gropi pe suprafața țevii. Astfel de gropi sunt susceptibile de a crește pe măsură ce au loc reacții electrochimice, în urma cărora fierul din metal este dizolvat în soluție la fundul gropii. Fierul dizolvat va difuza apoi în 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 crește, ceea ce poate duce la perforarea peretelui țevii și la scurgeri.
Tuburile sunt mai susceptibile la coroziuni dacă suprafața lor exterioară este contaminată (Figura 1). De exemplu, contaminanții proveniți din operațiunile de sudură și șlefuire pot deteriora stratul de oxid de pasivizare al țevii, formând și accelerând astfel coroziunile. Același lucru este valabil și pentru simpla gestionare a poluării provenite de la țevi. În plus, pe măsură ce picăturile de sare se evaporă, cristalele de sare umede care se formează pe țevi protejează stratul de oxid și pot duce la coroziuni. 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, soluție salină și alte depuneri este foarte susceptibilă la coroziunea coroziunii.
Coroziunea în fisuri. În majoritatea cazurilor, coroziunea în fisuri poate fi ușor detectată de către operator. Cu toate acestea, coroziunea în fisuri nu este ușor de detectat și prezintă un risc mai mare pentru operatori și personal. Aceasta apare de obicei la țevile care au spații înguste între materialele înconjurătoare, cum ar fi țevile fixate cu cleme sau țevile care sunt strâns lipite una de cealaltă. Când saramura se infiltrează în spațiu, în timp, în această zonă se formează o soluție acidificată de clorură ferică (FeCl3) agresivă chimic, ceea ce provoacă coroziunea accelerată a spațiului (Fig. 2). Deoarece coroziunea în fisuri, prin natura sa, crește riscul de coroziune, aceasta 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 acidificate agresive chimic de clorură ferică în spațiul dintre fisuri.
Coroziunea în fisuri simulează de obicei coroziunea în fisuri, mai întâi în spațiul format între secțiunea țevii și gulerul de susținere al țevii. Cu toate acestea, din cauza creșterii concentrației de Fe++ în fluidul din interiorul fracturii, pâlnia inițială devine din ce în ce mai mare până când acoperă întreaga fractură. În cele din urmă, coroziunea în fisuri poate duce la perforarea țevii.
Fisurile dense reprezintă cel mai mare risc de coroziune. Prin urmare, clemele de țevi care înconjoară o mare parte din circumferința țevii tind să fie mai riscante decât clemele deschise, care minimizează suprafața de contact dintre țeavă și clemă. Tehnicienii de service pot ajuta la reducerea șanselor de deteriorare sau defectare prin coroziune în fisuri prin deschiderea regulată a dispozitivelor de fixare și inspectarea suprafețelor țevilor pentru coroziune.
Coroziunea prin pitting și coroziunea în fisuri poate fi prevenită prin alegerea aliajului metalic potrivit pentru aplicația specifică. Specificatorii trebuie să dea dovadă de diligența necesară în selectarea materialului optim pentru conducte pentru a minimiza riscul de coroziune, în funcție de mediul de operare, condițiile de proces și alte variabile.
Pentru a ajuta specificatorii să își optimizeze alegerea materialelor, aceștia pot compara valorile PREN ale metalelor pentru a determina rezistența lor la coroziunea localizată. PREN poate fi calculat din chimia aliajului, inclusiv conținutul său de crom (Cr), molibden (Mo) și azot (N), după cum urmează:
PREN crește odată cu conținutul de elemente rezistente la coroziune, cum ar fi crom, molibden și azot, din aliaj. Raportul PREN se bazează pe temperatura critică de coroziune (CPT) - cea mai scăzută temperatură la care are loc coroziunea - pentru diverse oțeluri inoxidabile, în funcție de compoziția chimică. În esență, PREN este proporțional cu CPT. Prin urmare, valori PREN mai mari indică o rezistență mai mare la coroziunea coroziunii. 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 față de un CPT mult mai mare.
Tabelul 1 compară valorile PREN pentru diverse aliaje utilizate în mod obișnuit în industria offshore de petrol și gaze. Acesta arată cum specificațiile pot îmbunătăți considerabil rezistența la coroziune prin selectarea unui aliaj de țevi de calitate superioară. PREN crește ușor de la oțel inoxidabil 316 la oțel inoxidabil 317. Oțelul inoxidabil super austenitic 6 Mo sau oțelul inoxidabil super duplex 2507 sunt ideale pentru câștiguri semnificative de performanță.
Concentrațiile mai mari de nichel (Ni) din oțelul inoxidabil cresc, de asemenea, rezistența la coroziune. Cu toate acestea, conținutul de nichel al oțelului inoxidabil nu face parte din ecuația PREN. În orice caz, este adesea avantajos să se aleagă oțeluri inoxidabile cu un conținut mai mare de nichel, deoarece acest element ajută la repasivizarea suprafețelor care prezintă semne de coroziune localizată. Nichelul stabilizează austenita și previne formarea martensitei la îndoirea sau tragerea la rece a țevilor rigide 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. Conținutul mai mare de nichel de cel puțin 12% în oțelul 316/316L este, de asemenea, de dorit pentru aplicațiile cu hidrogen gazos la presiune înaltă. Concentrația minimă de nichel necesară pentru oțelul inoxidabil ASTM 316/316L este de 10%.
Coroziunea localizată poate apărea oriunde într-o conductă utilizată într-un mediu marin. Cu toate acestea, coroziunea prin coroziune este mai probabilă în zonele deja contaminate, în timp ce coroziunea în fisuri este mai probabilă în zonele cu goluri înguste între conductă și echipamentul de instalare. Folosind PREN ca bază, specificatorul poate selecta cea mai bună clasă de conductă 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 oțelului inoxidabil la coroziunea coroziunii. Pentru climatele maritime calde, țevile din oțel molibden super austenitic 6 sau oțelul inoxidabil super duplex 2507 ar trebui luate în serios în considerare, deoarece aceste materiale au o rezistență excelentă la coroziunea localizată și la fisurarea clorurilor. Pentru climatele mai reci, o țeavă 316/316L poate fi suficientă, mai ales dacă există 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 clătite periodic cu apă proaspătă pentru a reduce riscul de coroziune a fisurilor. De asemenea, ar trebui să solicite tehnicienilor de întreținere să deschidă clemele în timpul inspecțiilor de rutină pentru a verifica dacă există coroziune în fisuri.
Urmând pașii de mai sus, proprietarii și operatorii de platforme pot reduce riscul de coroziune a țevilor și al scurgerilor aferente în mediul marin, pot îmbunătăți siguranța și eficiența și pot reduce șansa de pierdere de produs sau emisii fugitive.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology, revista principală a Societății Inginerilor Petrolieri, oferă articole și rezumate oficiale despre progresele în tehnologia upstream, problemele industriei petrolului și gazelor, precum și știri despre SPE și membrii săi.