În ciuda rezistenței inerente la coroziune a țevilor din oțel inoxidabil, țevile din oțel inoxidabil instalate în medii marine sunt supuse diferitelor tipuri de coroziune în timpul duratei de viață estimate.Această coroziune poate duce la emisii fugitive, pierderi de produse și riscuri potențiale.Proprietarii și operatorii de platforme offshore pot reduce riscul de coroziune prin specificarea materialelor de conducte mai rezistente, care oferă o rezistență mai bună la coroziune.Ulterior, aceștia trebuie să rămână vigilenți atunci când inspectează liniile de injecție chimică, liniile hidraulice și de impuls și instrumentele și instrumentele de proces pentru a se asigura că coroziunea nu amenință integritatea conductelor instalate sau nu compromite siguranța.
Coroziunea localizată poate fi găsită pe multe platforme, nave, nave și conducte offshore.Această coroziune poate fi sub formă de coroziune prin pitting sau crevase, oricare dintre acestea poate eroda peretele conductei și poate provoca eliberarea lichidului.
Riscul de coroziune crește pe măsură ce temperatura de funcționare a aplicației crește.Căldura poate accelera degradarea filmului protector de oxid pasiv exterior al tubului, promovând astfel pitting.
Din nefericire, coroziunea localizată a zâmbițelor și a crăpăturilor sunt dificil de detectat, ceea ce face dificilă identificarea, prezicerea și proiectarea acestor tipuri de coroziune.Având în vedere aceste riscuri, proprietarii platformei, operatorii și reprezentanții desemnați trebuie să fie precauți în selectarea celui mai bun material pentru conducte pentru aplicarea lor.Alegerea materialului este prima lor linie de apărare împotriva coroziunii, așa că este foarte important să o faceți corect.Din fericire, aceștia pot alege o măsură foarte simplă, dar foarte eficientă a rezistenței la coroziune localizată, numărul echivalent al rezistenței la pitting (PREN).Cu cât valoarea PREN a unui metal este mai mare, cu atât este mai mare rezistența acestuia la coroziune localizată.
Acest articol va analiza modul de identificare a coroziunii cu pitting și crevase, precum și modul 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 în comparație cu coroziunea generală, care este mai uniformă pe suprafața metalului.Coroziunea cu sâmburi și crăpătură încep să se formeze pe țeava din oțel inoxidabil 316 atunci când pelicula exterioară de oxid pasiv bogată în crom a metalului se descompune din cauza expunerii la lichide corozive, inclusiv la apă sărată.Mediile marine bogate în cloruri, precum și temperaturile ridicate și chiar contaminarea suprafeței tubulaturii, cresc probabilitatea de degradare a acestui film de pasivare.
pitting Coroziunea pitting apare atunci când pelicula de pasivare de pe o secțiune de țeavă se rupe, formând mici cavități sau gropi pe suprafața țevii.Este posibil ca astfel de gropi să crească pe măsură ce au loc reacțiile electrochimice, în urma cărora fierul din metal este dizolvat în soluție în fundul gropii.Fierul dizolvat va difuza apoi în partea de sus 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 conductei și poate duce la scurgeri.
Tuburile sunt mai susceptibile la pitting dacă suprafața lor exterioară este contaminată (Figura 1).De exemplu, contaminanții de la operațiunile de sudură și șlefuire pot deteriora stratul de oxid de pasivare al țevii, formând și accelerând astfel stropirea.Același lucru este valabil și pentru simpla abordare a poluării de la conducte.În plus, pe măsură ce picăturile de sare se evaporă, cristalele de sare umedă care se formează pe țevi protejează stratul de oxid și pot duce la sâmburi.Pentru a preveni aceste tipuri de contaminare, mențineți conductele curate, clătindu-le în mod regulat cu apă proaspătă.
Figura 1. Țeava din oțel inoxidabil 316/316L contaminată cu acid, soluție salină și alte depozite este foarte susceptibilă la pitting.
coroziunea în crăpături.În cele mai multe cazuri, pitting-ul poate fi ușor detectat de către operator.Cu toate acestea, coroziunea în crăpături nu este ușor de detectat și prezintă un risc mai mare pentru operatori și personal.Acest lucru se întâmplă de obicei pe țevile care au spații înguste între materialele din jur, cum ar fi țevile ținute pe loc cu cleme sau țevile care sunt strâns împachetate una lângă alta.Atunci când saramura se infiltrează în crăpătură, de-a lungul timpului, în această zonă se formează o soluție de clorură ferică acidificată chimic agresiv (FeCl3), ceea ce provoacă accelerarea coroziunii în crăpătură (Fig. 2).Deoarece crăpătura în sine crește riscul de coroziune, coroziunea crevastă poate să apară la temperaturi mult mai scăzute decât pitting.
Figura 2 – Se poate dezvolta coroziune între țeavă și suportul țevii (sus) și atunci când țeava este instalată aproape de alte suprafețe (jos) datorită formării unei soluții acidulate chimic agresiv de clorură ferică în gol.
Coroziunea în crăpături simulează de obicei pipăirea mai întâi în golul format între secțiunea țevii și gulerul de susținere a țevii.Totuși, datorită 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 crăpături poate duce la perforarea țevii.
Fisurile dense reprezintă cel mai mare risc de coroziune.Prin urmare, clemele de țeavă care înconjoară o porțiune mai mare a circumferinței țevii tind să fie mai riscante decât clemele deschise, care reduc la minimum suprafața de contact dintre țeavă și clemă.Tehnicienii de service pot contribui la reducerea șanselor de deteriorare sau defecțiune prin coroziune prin fisurare prin deschiderea regulată a clemelor și verificarea suprafeței țevii pentru coroziune.
Coroziunea zâmbitului și a crăpăturilor pot fi prevenite prin selectarea aliajului metalic corect pentru aplicație.Specificatorii trebuie să dea dovadă de diligență în selectarea materialului de conducte optim pentru a minimiza riscul de coroziune în funcție de mediul procesului, condițiile procesului și alte variabile.
Pentru a ajuta specificatorii să optimizeze selecția materialelor, aceștia pot compara valorile PREN ale metalelor pentru a determina rezistența acestora la coroziune localizată.PREN poate fi calculat din chimia aliajului, inclusiv conținutul de crom (Cr), molibden (Mo) și azot (N), după cum urmează:
PREN crește odată cu conținutul de elemente rezistente la coroziune de crom, molibden și azot din aliaj.Raportul PREN se bazează pe temperatura critică de pitting (CPT) – cea mai scăzută temperatură la care are loc pitting – pentru diferite oțeluri inoxidabile, în funcție de compoziția chimică.În esență, PREN este proporțional cu CPT.Prin urmare, valorile PREN mai mari indică o rezistență mai mare la pitting.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 semnificativ mai mare.
Tabelul 1 compară valorile PREN pentru diferite aliaje utilizate în mod obișnuit în industria petrolului și gazelor offshore.Acesta arată cum specificațiile pot îmbunătăți considerabil rezistența la coroziune prin selectarea unui aliaj de țevi de calitate superioară.PREN crește ușor de la 316 SS la 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS sau Super Duplex 2507 SS sunt ideale pentru o creștere semnificativă a performanței.
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 alegeți oțeluri inoxidabile cu un conținut mai mare de nichel, deoarece acest element ajută la re-pasivizarea suprafețelor care prezintă semne de coroziune localizată.Nichelul stabilizează austenita și previne formarea martensitei la îndoire sau la tragere la rece 1/8 țeavă rigidă.Martensita este o fază cristalină nedorită a metalelor care reduce rezistența oțelului inoxidabil la coroziune localizată, precum și la fisurarea prin stres indusă de clorură.Conținutul mai mare de nichel de cel puțin 12% în oțelul 316/316L este de asemenea de dorit pentru aplicații 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 pe țevile utilizate în mediile marine.Cu toate acestea, pitting este mai probabil să apară în zonele care sunt deja contaminate, în timp ce coroziunea crevastă este mai probabil să apară în zonele cu spații înguste între țeavă și echipamentul de instalare.Folosind PREN ca bază, specificatorul poate selecta cel mai bun aliaj de conducte 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 sâmburi.Pentru climatele maritime calde, țevile din oțel super austenitic 6 molibden sau super duplex 2507 din oțel inoxidabil ar trebui luate în considerare cu seriozitate, deoarece aceste materiale au o rezistență excelentă la coroziune localizată și la fisurarea clorurii.Pentru climatele mai reci, o conductă de 316/316L poate fi suficientă, mai ales dacă există un istoric de utilizare cu succes.
Proprietarii și operatorii de platforme offshore pot, de asemenea, să ia măsuri pentru a minimiza riscul de coroziune după ce tubulatura a fost instalată.Acestea ar trebui să mențină conductele curate și spălate în mod regulat cu apă proaspătă pentru a reduce riscul de sâmburi.De asemenea, ar trebui să pună tehnicienii de întreținere să deschidă clemele de țeavă în timpul inspecțiilor de rutină pentru a verifica coroziunea în crăpături.
Urmând pașii de mai sus, proprietarii și operatorii platformei pot reduce riscul de coroziune a conductelor și scurgerile aferente în mediul marin, pot îmbunătăți siguranța și eficiența și pot reduce șansa de pierdere a produsului sau de emisii fugitive.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Jurnalul Tehnologiei Petrolului este jurnalul principal al Societății Inginerilor Petrolieri, oferind rezumate și articole cu autoritate despre progresele tehnologice din amonte, problemele din industria petrolului și gazelor și știri despre SPE și membrii săi.