Несмотря на присущую нержавеющей стали коррозионную стойкость, трубы из нержавеющей стали, установленные в морской среде, в течение своего срока службы подвергаются различным видам коррозии. Эта коррозия может привести к утечкам, потере продукта и потенциальным рискам. Владельцы и операторы морских платформ могут снизить риск коррозии, выбирая более прочные материалы труб, обеспечивающие лучшую коррозионную стойкость. Впоследствии им необходимо проявлять бдительность при осмотре линий химической инъекции, гидравлических и импульсных линий, а также технологического оборудования и датчиков, чтобы убедиться, что коррозия не угрожает целостности установленных трубопроводов и не ставит под угрозу безопасность.
Локализованная коррозия может наблюдаться на многих платформах, судах, кораблях и трубопроводах в морских установках. Эта коррозия может проявляться в виде точечной или щелевой коррозии, и в обоих случаях она может разрушать стенки труб и вызывать утечку жидкости.
Риск коррозии возрастает при повышении рабочей температуры изделия. Нагрев может ускорить разрушение защитной внешней пассивной оксидной пленки трубы, способствуя образованию точечной коррозии.
К сожалению, локальную точечную и щелевую коррозию трудно обнаружить, что затрудняет ее выявление, прогнозирование и проектирование. Учитывая эти риски, владельцы, операторы и уполномоченные лица платформ должны проявлять осторожность при выборе оптимального материала для трубопроводов. Выбор материала — это их первая линия защиты от коррозии, поэтому правильный выбор имеет важное значение. К счастью, они могут использовать очень простой, но очень эффективный показатель стойкости к локальной коррозии — эквивалентное число стойкости к точечной коррозии (PREN). Чем выше значение PREN металла, тем выше его устойчивость к локальной коррозии.
В данной статье будет рассмотрено, как выявлять точечную и щелевую коррозию, а также как оптимизировать выбор материала труб для применения в морской нефтегазовой отрасли на основе значения PREN материала.
Локализованная коррозия происходит на небольших участках по сравнению с общей коррозией, которая более равномерна по поверхности металла. Точечная и щелевая коррозия начинают образовываться на трубах из нержавеющей стали 316, когда внешняя пассивная оксидная пленка металла, богатая хромом, разрушается из-за воздействия коррозионных жидкостей, включая соленую воду. Богатая хлоридами морская и наземная среда, а также высокие температуры и даже загрязнение поверхности труб увеличивают вероятность деградации 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 увеличиваться в размерах по мере протекания электрохимических реакций, в результате которых железо в металле растворяется в растворе на дне ямки. Затем растворенное железо диффундирует к поверхности ямки и окисляется, образуя оксид железа или ржавчину. По мере углубления ямки электрохимические реакции ускоряются, коррозия усиливается и может привести к перфорации стенки трубы и протечкам.
Трубы более подвержены точечной коррозии, если их внешняя поверхность загрязнена (рис. 1). Например, загрязнение от сварочных и шлифовальных работ может повредить пассивирующий оксидный слой трубы, тем самым вызывая и ускоряя точечную коррозию. То же самое относится и к простому удалению загрязнений с труб. Кроме того, по мере испарения капель рассола, влажные кристаллы соли, образующиеся на трубах, также защищают оксидный слой и могут привести к точечной коррозии. Чтобы предотвратить такие виды загрязнения, поддерживайте чистоту труб, регулярно промывая их чистой водой.
Рисунок 1 – Труба из нержавеющей стали 316/316L, загрязненная кислотами, рассолами и другими отложениями, очень подвержена точечной коррозии.
Щелевая коррозия. В большинстве случаев оператор легко может обнаружить точечную коррозию. Однако щелевую коррозию обнаружить сложнее, и она представляет большую опасность для операторов и персонала. Обычно она возникает на трубах с узкими зазорами между окружающими материалами, например, на трубах, закрепленных зажимами, или на трубах, плотно установленных рядом друг с другом. Когда рассол просачивается в щель, со временем в этой области образуется химически агрессивный подкисленный раствор хлорида железа (FeCl3), вызывающий ускоренную щелевую коррозию (рис. 2). Поскольку сами щели увеличивают риск коррозии, щелевая коррозия может происходить при температурах значительно ниже, чем точечная коррозия.
Рисунок 2 – Щелевая коррозия может развиваться между трубой и опорой трубы (сверху), а также при установке трубы вблизи других поверхностей (снизу) из-за образования в щели химически агрессивного подкисленного раствора хлорида железа(III).
Щелевая коррозия обычно имитирует точечную коррозию, сначала в щели, образованной между отрезком трубы и зажимом опоры 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 привести к перфорации трубы.
Наибольший риск коррозии представляют узкие трещины. Поэтому хомуты, охватывающие большую часть окружности трубы, представляют больший риск, чем открытые хомуты, которые минимизируют площадь контакта между трубой и хомутом. Специалисты по техническому обслуживанию могут помочь снизить вероятность повреждения или выхода из строя из-за щелевой коррозии, регулярно открывая хомуты и осматривая поверхность трубы на наличие коррозии.
Наилучшей профилактикой точечной и щелевой коррозии является выбор подходящего металлического сплава для конкретного применения. Специалисты должны проявлять должную осмотрительность при выборе оптимального материала для трубопроводов, чтобы минимизировать риск коррозии с учетом условий эксплуатации, технологических процессов и других переменных.
Чтобы помочь проектировщикам оптимизировать выбор материалов, они могут сравнивать значения PREN металлов для определения их устойчивости к локальной коррозии. Значение PREN можно рассчитать на основе химического состава сплава, включая содержание хрома (Cr), молибдена (Mo) и азота (N), следующим образом:
Значение PREN увеличивается с увеличением содержания в сплаве коррозионностойких элементов хрома, молибдена и азота. Зависимость PREN от критической температуры питтинговой коррозии (CPT) – самой низкой температуры, при которой наблюдается питтинговая коррозия – для различных нержавеющих сталей в зависимости от химического состава. По сути, PREN пропорциональна CPT. Следовательно, более высокие значения PREN указывают на более высокую стойкость к питтинговой коррозии. Небольшое увеличение PREN эквивалентно лишь небольшому увеличению CPT по сравнению со сплавом, тогда как значительное увеличение PREN указывает на существенное улучшение характеристик при значительно более высокой CPT.
В таблице 1 сравниваются значения PREN различных сплавов, обычно используемых в морской нефтегазовой отрасли. Показано, как выбор более высококачественного сплава для труб может значительно улучшить коррозионную стойкость. Значение PREN увеличивается лишь незначительно при переходе от нержавеющей стали 316 к 317. Для существенного повышения эксплуатационных характеристик идеально подходит супераустенитная нержавеющая сталь 6Mo или супердуплексная нержавеющая сталь 2507.
Более высокие концентрации никеля (Ni) в нержавеющей стали также повышают коррозионную стойкость. Однако содержание никеля в нержавеющей стали не входит в уравнение PREN. В любом случае, часто целесообразно указывать нержавеющие стали с более высокими концентрациями никеля, поскольку этот элемент способствует повторной пассивации поверхностей, демонстрирующих признаки локализованной коррозии. Никель стабилизирует аустенит и предотвращает образование мартенсита при гибке или холодной вытяжке твердой трубы диаметром 1/8 дюйма. Мартенсит — это нежелательная кристаллическая фаза в металлах, которая снижает устойчивость нержавеющей стали к локализованной коррозии, а также к растрескиванию под воздействием хлоридов. Более высокое содержание никеля, не менее 12% в стали 316/316L, также желательно для применений, связанных с газообразным водородом под высоким давлением. Минимальная требуемая концентрация никеля для нержавеющей стали 316/316L в соответствии со стандартом ASTM составляет 10%.
Локализованная коррозия может возникать в любом месте на трубах, используемых в морской среде. Однако точечная коррозия чаще встречается в уже загрязненных областях, тогда как щелевая коррозия чаще возникает в местах с узкими зазорами между трубой и крепежными элементами. Используя PREN в качестве основы, проектировщик может выбрать оптимальный сплав для труб, чтобы минимизировать риск любой локализованной коррозии.
Однако следует помнить, что существуют и другие факторы, влияющие на риск коррозии. Например, температура влияет на стойкость нержавеющей стали к питтинговой коррозии. Для жаркого морского климата следует серьезно рассмотреть трубы из 6-молибденовой супераустенитной или супердуплексной нержавеющей стали марки 2507, поскольку эти материалы обладают превосходной устойчивостью к локальной коррозии и хлоридному растрескиванию под напряжением. Для более холодного климата может быть достаточно труб из стали 316/316L, особенно если имеется подтвержденный опыт успешной эксплуатации.
Владельцы и операторы морских платформ также могут предпринять шаги для минимизации риска коррозии после установки труб. Им следует содержать трубы в чистоте и регулярно промывать их пресной водой, чтобы снизить риск точечной коррозии. Кроме того, во время плановых проверок специалисты по техническому обслуживанию должны открывать хомуты труб, чтобы проверить наличие щелевой коррозии.
Выполняя описанные выше шаги, владельцы и операторы платформ могут снизить риск коррозии труб и связанных с этим утечек в морской среде, повысить безопасность и эффективность, а также уменьшить вероятность потери продукции или выброса вредных веществ.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Журнал «Journal of Petroleum Technology» — это флагманский журнал Общества инженеров-нефтяников, публикующий авторитетные обзоры и статьи о достижениях в технологиях разведки и добычи, проблемах нефтегазовой отрасли, а также новости о SPE и ее членах.