Незважаючи на властиву корозійну стійкість труб з нержавіючої сталі, труби з нержавіючої сталі, встановлені в морському середовищі, піддаються різним видам корозії протягом очікуваного терміну служби. Ця корозія може призвести до неконтрольованих викидів, втрат продукції та потенційних ризиків. Власники та оператори морських платформ можуть зменшити ризик корозії, вибравши з самого початку міцніші матеріали для труб для кращої корозійної стійкості. Після цього вони повинні залишатися пильними під час перевірки ліній впорскування хімікатів, гідравлічних та імпульсних ліній, а також технологічних приладів та контрольно-вимірювальних приладів, щоб переконатися, що корозія не загрожує цілісності встановленого трубопроводу або не ставить під загрозу безпеку.
Локалізована корозія може виникнути на багатьох платформах, кораблях, суднах та морських трубопроводах. Ця корозія може проявлятися у формі точкової або щілинної корозії, обидва види яких можуть роз'їдати стінку труби та спричинити витік рідини.
Ризик корозії зростає зі збільшенням робочої температури застосування. Тепло може прискорити руйнування захисної зовнішньої пасивної оксидної плівки трубки, тим самим сприяючи утворенню точкової корозивної кори.
На жаль, локалізовану точкову та щілинну корозію важко виявити, що ускладнює ідентифікацію, прогнозування та проектування цих типів корозії. З огляду на ці ризики, власники платформ, оператори та призначені особи повинні бути обережними при виборі найкращого матеріалу для трубопроводів для свого застосування. Вибір матеріалу – це їхня перша лінія захисту від корозії, тому правильний вибір дуже важливий. На щастя, вони можуть використовувати дуже простий, але дуже ефективний показник стійкості до локалізованої корозії – еквівалентне число стійкості до точкової корозії (PREN). Чим вище значення PREN металу, тим вища його стійкість до локалізованої корозії.
У цій статті буде розглянуто, як виявити точкову та щілинну корозію, а також як оптимізувати вибір матеріалу труб для морських нафтогазових застосувань на основі значення PREN матеріалу.
Локалізована корозія виникає на невеликих ділянках порівняно із загальною корозією, яка є більш рівномірною по всій поверхні металу. Точкова та щілинна корозія починають утворюватися на трубах з нержавіючої сталі 316, коли зовнішня пасивна оксидна плівка металу, багата на хром, розривається під впливом агресивних рідин, включаючи солону воду. Морське середовище, багате на хлориди, а також високі температури та навіть забруднення поверхні труб збільшують ймовірність деградації цієї пасиваційної плівки.
Точкова корозія Точкова корозія виникає, коли пасиваційна плівка на ділянці труби руйнується, утворюючи невеликі порожнини або ямки на поверхні труби. Такі ямки, ймовірно, зростають у міру протікання електрохімічних реакцій, в результаті чого залізо в металі розчиняється в розчині на дні ямки. Розчинене залізо потім дифундує до верхньої частини ямки та окислюється, утворюючи оксид заліза або іржу. Зі збільшенням глибини ямки електрохімічні реакції прискорюються, корозія посилюється, що може призвести до перфорації стінки труби та призвести до витоків.
Труби більш схильні до точкової кори, якщо їхня зовнішня поверхня забруднена (Рисунок 1). Наприклад, забруднювачі від зварювальних та шліфувальних операцій можуть пошкодити пасиваційний оксидний шар труби, тим самим утворюючи та прискорюючи точкову коригування. Те саме стосується і простої боротьби з забрудненням з труб. Крім того, коли краплі солі випаровуються, вологі кристали солі, що утворюються на трубах, захищають оксидний шар і можуть призвести до точкової коригування. Щоб запобігти таким типам забруднення, підтримуйте чистоту труб, регулярно промиваючи їх прісною водою.
Рисунок 1. Труба з нержавіючої сталі 316/316L, забруднена кислотою, сольовим розчином та іншими відкладеннями, дуже схильна до точкової корозивної корозивості.
щілинна корозія. У більшості випадків оператор може легко виявити точкову корозію. Однак щілинну корозію нелегко виявити, і вона становить більший ризик для операторів та персоналу. Зазвичай це відбувається на трубах, які мають вузькі зазори між навколишніми матеріалами, такими як труби, закріплені за допомогою хомутів, або труби, щільно упаковані одна до одної. Коли розсіл просочується в зазор, з часом у цій зоні утворюється хімічно агресивний підкислений розчин хлориду заліза (FeCl3), що викликає прискорену корозію зазору (рис. 2). Оскільки щілинна корозія за своєю природою збільшує ризик корозії, щілинна корозія може виникати за значно нижчих температур, ніж точкова корозія.
Рисунок 2 – Щілинна корозія може виникнути між трубою та опорою труби (зверху), а також коли труба встановлена ​​близько до інших поверхонь (знизу) через утворення хімічно агресивного підкисленого розчину хлориду заліза в зазорі.
Щілинна корозія зазвичай імітує спочатку точкове утворення в зазорі, що утворюється між секцією труби та опорним коміром труби. Однак через збільшення концентрації Fe++ у рідині всередині тріщини початкова воронка стає все більшою і більшою, поки не охопить всю тріщину. Зрештою, щілинна корозія може призвести до перфорації труби.
Щільні тріщини становлять найбільший ризик корозії. Тому хомути для труб, що охоплюють значну частину окружності труби, як правило, є більш ризикованими, ніж відкриті хомути, які мінімізують поверхню контакту між трубою та хомутом. Техніки з обслуговування можуть допомогти зменшити ймовірність пошкодження або виходу з ладу внаслідок щілинної корозії, регулярно відкриваючи арматуру та перевіряючи поверхні труб на наявність корозії.
Точковій та щілинній корозії можна запобігти, вибравши правильний металевий сплав для конкретного застосування. Розробники проектів повинні ретельно вибирати оптимальний матеріал для труб, щоб мінімізувати ризик корозії залежно від робочого середовища, умов процесу та інших змінних.
Щоб допомогти розробникам оптимізувати вибір матеріалів, вони можуть порівняти значення PREN металів, щоб визначити їхню стійкість до локальної корозії. PREN можна розрахувати на основі хімічного складу сплаву, включаючи вміст хрому (Cr), молібдену (Mo) та азоту (N), наступним чином:
PREN збільшується зі збільшенням вмісту корозійностійких елементів хрому, молібдену та азоту в сплаві. Коефіцієнт PREN базується на критичній температурі точкової утворення (CPT) – найнижчій температурі, за якої відбувається точкова утворення – для різних нержавіючих сталей залежно від хімічного складу. По суті, PREN пропорційний CPT. Тому вищі значення PREN вказують на вищу стійкість до точкової утворення. Невелике збільшення PREN еквівалентне лише невеликому збільшенню CPT порівняно зі сплавом, тоді як значне збільшення PREN вказує на значне покращення характеристик порівняно зі значно вищою CPT.
У таблиці 1 порівнюються значення PREN для різних сплавів, які зазвичай використовуються в морській нафтогазовій промисловості. У ній показано, як специфікація може значно покращити корозійну стійкість шляхом вибору трубного сплаву вищої якості. PREN дещо збільшується з нержавіючої сталі 316 до нержавіючої сталі 317. Супераустенітна нержавіюча сталь 6Mo або супердуплексна нержавіюча сталь 2507 ідеально підходять для значного підвищення продуктивності.
Вища концентрація нікелю (Ni) у нержавіючій сталі також підвищує корозійну стійкість. Однак вміст нікелю в нержавіючій сталі не входить до рівняння PREN. У будь-якому випадку часто вигідно вибирати нержавіючі сталі з вищим вмістом нікелю, оскільки цей елемент допомагає репасивувати поверхні, які мають ознаки локальної корозії. Нікель стабілізує аустеніт і запобігає утворенню мартенситу під час згинання або холодного волочіння жорсткої труби 1/8. Мартенсит є небажаною кристалічною фазою в металах, яка знижує стійкість нержавіючої сталі до локальної корозії, а також до розтріскування під дією хлоридів. Вищий вміст нікелю, щонайменше 12%, у сталі 316/316L також бажаний для застосування з газоподібним воднем під високим тиском. Мінімальна концентрація нікелю, необхідна для нержавіючої сталі ASTM 316/316L, становить 10%.
Локалізована корозія може виникати будь-де в трубопроводі, що використовується в морському середовищі. Однак, точкова корозія частіше виникає в ділянках, які вже забруднені, тоді як щілинна корозія частіше виникає в ділянках з вузькими зазорами між трубою та монтажним обладнанням. Використовуючи PREN як основу, розробник може вибрати найкращий клас труби, щоб мінімізувати ризик будь-якого виду локальної корозії.
Однак, майте на увазі, що існують інші змінні, які можуть впливати на ризик корозії. Наприклад, температура впливає на стійкість нержавіючої сталі до точкової корозії. Для жаркого морського клімату слід серйозно розглянути труби з супераустенітної молібденової сталі 6 або супердуплексної нержавіючої сталі 2507, оскільки ці матеріали мають чудову стійкість до локальної корозії та розтріскування хлоридами. Для холоднішого клімату може бути достатньо труби 316/316L, особливо якщо є історія успішного використання.
Власники та оператори морських платформ також можуть вжити заходів для мінімізації ризику корозії після встановлення труб. Вони повинні підтримувати чистоту труб та регулярно промивати їх прісною водою, щоб зменшити ризик точкової корозії. Вони також повинні доручити технічному обслуговуванню відкривати хомути під час планових перевірок, щоб перевірити наявність щілинної корозії.
Дотримуючись вищезазначених кроків, власники та оператори платформ можуть зменшити ризик корозії труб та пов'язаних з нею витоків у морському середовищі, підвищити безпеку та ефективність, а також зменшити ймовірність втрати продукції або неконтрольованих викидів.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
«Журнал нафтових технологій», флагманський журнал Товариства інженерів-нафтовиків, надає авторитетні огляди та статті про досягнення в галузі технологій видобутку та розвідки, питання нафтогазової промисловості, а також новини про SPE та її членів.