Несмотря на присущую трубам из нержавеющей стали коррозионную стойкость, трубы из нержавеющей стали, установленные в морской среде, подвергаются различным типам коррозии в течение ожидаемого срока службы. Эта коррозия может привести к неконтролируемым выбросам, потере продукта и потенциальным рискам. Владельцы и операторы морских платформ могут снизить риск коррозии, указав более прочные материалы труб, которые обеспечивают лучшую коррозионную стойкость. После этого они должны сохранять бдительность при осмотре линий впрыска химикатов, гидравлических и импульсных линий, а также технологического оборудования и измерительных приборов, чтобы убедиться, что коррозия не угрожает целостности установленного трубопровода и не ставит под угрозу безопасность.
Локальная коррозия встречается на многих платформах, судах, кораблях и трубопроводах морских установок. Эта коррозия может иметь форму точечной или щелевой коррозии, каждая из которых может привести к эрозии стенки трубы и выбросу жидкости.
Риск коррозии возрастает при повышении рабочей температуры оборудования. Тепло может ускорить разрушение защитной внешней пассивной оксидной пленки трубы, способствуя тем самым образованию точечной коррозии.
К сожалению, локализованную точечную и щелевую коррозию бывает трудно обнаружить, что затрудняет выявление, прогнозирование и проектирование этих типов коррозии. Учитывая эти риски, владельцы платформ, операторы и назначенные лица должны проявлять осторожность при выборе наилучшего материала трубопровода для своего применения. Выбор материала является их первой линией защиты от коррозии, поэтому важно сделать его правильно. К счастью, они могут сделать выбор, используя очень простую, но очень эффективную меру локальной коррозионной стойкости — эквивалентное число стойкости к точечной коррозии (PREN). Чем выше значение PREN металла, тем выше его стойкость к локальной коррозии.
В этой статье мы рассмотрим, как определить точечную и щелевую коррозию, а также как оптимизировать выбор материала труб для применения в морской нефтегазовой промышленности на основе значения PREN материала.
Локальная коррозия возникает на небольших участках по сравнению с общей коррозией, которая более равномерна на поверхности металла. Точечная и щелевая коррозия начинают образовываться на трубах из нержавеющей стали марки 316, когда внешняя пассивная оксидная пленка металла, богатая хромом, разрушается из-за воздействия едких жидкостей, включая соленую воду. Морская среда, богатая хлоридами, на суше и на море, а также высокие температуры и даже загрязнение поверхности труб увеличивают вероятность разрушения этой пассивирующей пленки.
точечная коррозия. Точечная коррозия возникает, когда пассивирующая пленка на участке трубы разрушается, образуя небольшие полости или ямки на поверхности трубы. Такие ямки, вероятно, будут расти по мере протекания электрохимических реакций, в результате чего железо в металле растворяется в растворе на дне ямки. Затем растворенное железо будет диффундировать к верхней части ямки и окисляться, образуя оксид железа или ржавчину. По мере углубления ямки электрохимические реакции ускоряются, коррозия усиливается и может привести к перфорации стенки трубы и утечкам.
Трубы более подвержены точечной коррозии, если их внешняя поверхность загрязнена (рисунок 1). Например, загрязнение от сварки и шлифовки может повредить пассивирующий оксидный слой трубы, тем самым образуя и ускоряя точечную коррозию. То же самое касается и просто борьбы с загрязнениями от труб. Кроме того, по мере испарения капель рассола влажные кристаллы соли, которые образуются на трубах, защищают оксидный слой и могут привести к точечной коррозии. Чтобы предотвратить эти типы загрязнений, поддерживайте чистоту труб, регулярно промывая их пресной водой.
Рисунок 1 – Труба из нержавеющей стали 316/316L, загрязненная кислотой, рассолом и другими отложениями, сильно подвержена точечной коррозии.
Щелевая коррозия. В большинстве случаев оператор может легко определить точечную коррозию. Однако щелевую коррозию нелегко обнаружить, и она представляет большую опасность для операторов и персонала. Обычно она возникает на трубах, которые имеют узкие пространства между окружающими материалами, например, на трубах, закрепленных на месте с помощью зажимов, или на трубах, которые плотно установлены рядом друг с другом. Когда рассол просачивается в щель, со временем в этой области образуется химически агрессивный подкисленный раствор хлорида железа (FeCl3), который ускоряет щелевую коррозию (рисунок 2). Поскольку сами щели увеличивают риск коррозии, щелевая коррозия может возникать при температурах, значительно более низких, чем точечная коррозия.
Рисунок 2 – Щелевая коррозия может возникнуть между трубой и ее опорой (вверху), а также при установке трубы вблизи других поверхностей (внизу) из-за образования в щели химически агрессивного подкисленного раствора хлорида железа.
Щелевая коррозия обычно имитирует точечную коррозию, которая сначала возникает в щели, образованной между отрезком трубы и опорным хомутом трубы. Однако из-за увеличения концентрации Fe++ в жидкости внутри трещины первоначальный кратер становится все больше и больше, пока не покроет всю трещину. В конечном итоге щелевая коррозия может пробить трубу.
Узкие трещины представляют собой наибольший риск коррозии. Поэтому хомуты для труб, охватывающие большую часть окружности трубы, как правило, представляют больший риск, чем открытые хомуты, которые минимизируют поверхность контакта между трубой и хомутом. Специалисты по техническому обслуживанию могут помочь снизить вероятность щелевой коррозии, приводящей к повреждению или выходу из строя, регулярно открывая хомуты и осматривая поверхность трубы на предмет коррозии.
Питтинговую и щелевую коррозию можно наилучшим образом предотвратить, выбрав правильный металлический сплав для конкретного применения. Разработчики должны проявить должную осмотрительность при выборе оптимального материала трубопровода, чтобы свести к минимуму риск коррозии с учетом рабочей среды, условий технологического процесса и других переменных.
Чтобы помочь специалистам по спецификации оптимизировать выбор материалов, они могут сравнить значения PREN металлов, чтобы определить их устойчивость к локальной коррозии. PREN можно рассчитать на основе химического состава сплава, включая содержание хрома (Cr), молибдена (Mo) и азота (N), следующим образом:
PREN увеличивается с содержанием в сплаве коррозионно-стойких элементов хрома, молибдена и азота. Соотношение PREN основано на критической температуре питтинга (CPT) — самой низкой температуре, при которой наблюдается питтинговая коррозия — для различных нержавеющих сталей в зависимости от химического состава. По сути, PREN пропорционален CPT. Поэтому более высокие значения PREN указывают на более высокую стойкость к питтингу. Небольшое увеличение PREN эквивалентно только небольшому увеличению CPT по сравнению со сплавом, тогда как большое увеличение PREN указывает на значительное улучшение характеристик до значительно более высокого CPT.
В таблице 1 сравниваются значения PREN различных сплавов, обычно используемых в шельфовой добыче нефти и газа. Она показывает, как спецификация может значительно улучшить коррозионную стойкость за счет выбора сплава для труб более высокого класса. PREN увеличивается лишь незначительно при переходе с нержавеющей стали марки 316 на нержавеющую сталь марки 317. Для значительного повышения производительности идеально подходит супераустенитная нержавеющая сталь 6 Mo или супердуплексная нержавеющая сталь марки 2507.
Более высокие концентрации никеля (Ni) в нержавеющей стали также повышают коррозионную стойкость. Однако содержание никеля в нержавеющей стали не является частью уравнения PREN. В любом случае часто бывает полезно указывать нержавеющие стали с более высокими концентрациями никеля, так как этот элемент помогает повторно пассивировать поверхности, на которых видны признаки локальной коррозии. Никель стабилизирует аустенит и предотвращает образование мартенсита при изгибе или холодном волочении труб с твердостью 1/8. Мартенсит — это нежелательная кристаллическая фаза в металлах, которая снижает стойкость нержавеющей стали к локальной коррозии, а также к растрескиванию под напряжением, вызванному хлоридами. Более высокое содержание никеля, по крайней мере 12%, в 316/316L также желательно для применений, связанных с газообразным водородом высокого давления. Минимальная концентрация никеля, требуемая для нержавеющей стали 316/316L в спецификации стандарта ASTM, составляет 10%.
Локальная коррозия может возникнуть в любом месте труб, используемых в морской среде. Однако точечная коррозия с большей вероятностью возникнет в областях, которые уже загрязнены, в то время как щелевая коррозия с большей вероятностью возникнет в областях с узкими зазорами между трубой и монтажным оборудованием. Используя PREN в качестве основы, спецификатор может выбрать лучший сплав для трубы, чтобы свести к минимуму риск возникновения любого вида локальной коррозии.
Однако следует помнить, что существуют и другие переменные, которые могут влиять на риск коррозии. Например, температура влияет на стойкость нержавеющей стали к точечной коррозии. Для жаркого морского климата следует серьезно рассмотреть трубы из молибденовой супераустенитной стали марки 6 или супердуплексной нержавеющей стали марки 2507, поскольку эти материалы обладают превосходной стойкостью к локальной коррозии и растрескиванию под действием хлоридов. Для более прохладного климата может быть достаточно труб марки 316/316L, особенно если имеется история успешного использования.
Владельцы и операторы морских платформ также могут принять меры для минимизации риска коррозии после установки труб. Они должны содержать трубы в чистоте и регулярно промывать их пресной водой, чтобы снизить риск точечной коррозии. Они также должны поручить специалистам по техническому обслуживанию открывать зажимы труб во время плановых проверок для выявления щелевой коррозии.
Следуя изложенным выше шагам, владельцы и операторы платформ могут снизить риск коррозии труб и связанных с ней утечек в морской среде, повысив безопасность и эффективность, а также снизив вероятность потери продукта или утечки загрязняющих веществ.
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 — флагманский журнал Общества инженеров-нефтяников, публикующий авторитетные сводки и статьи о достижениях в области технологий разведки и добычи, проблемах нефтегазовой отрасли, а также новости об SPE и его членах.