Незважаючи на властиву корозійну стійкість труб з нержавіючої сталі, труби з нержавіючої сталі, встановлені в морському середовищі, піддаються різним видам корозії протягом свого очікуваного терміну служби. Ця корозія може призвести до неконтрольованих викидів, втрати продукту та потенційних ризиків. Власники та оператори морських платформ можуть зменшити ризик корозії, встановивши міцніші матеріали для труб, які забезпечують кращу корозійну стійкість. Після цього вони повинні залишатися пильними під час перевірки систем впорскування хімікатів, гідравлічних та імпульсних ліній, а також технологічних приладів та сенсорного обладнання, щоб переконатися, що корозія не загрожує цілісності встановлених трубопроводів та не ставить під загрозу безпеку.
Локалізовану корозію можна знайти на багатьох платформах, суднах, кораблях та трубопроводах у морських установках. Ця корозія може проявлятися у формі точкової або щілинної корозії, обидва з яких можуть роз'їдати стінку труби та спричинити витік рідини.
Ризик корозії зростає, коли робоча температура застосування підвищується. Тепло може прискорити руйнування захисної зовнішньої пасивної оксидної плівки трубки, тим самим сприяючи утворенню точкової корозії.
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, вибираючи найкращий матеріал для трубопроводів для свого застосування. Вибір матеріалу – це їхня перша лінія захисту від корозії, тому важливо зробити його правильно. На щастя, вони можуть зробити вибір, використовуючи 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 на поверхні металу. Точкова та щілинна корозія починають утворюватися на трубах з нержавіючої сталі 316, коли зовнішня пасивна оксидна плівка металу, багата на хром, розривається через вплив агресивних рідин, включаючи солону воду. Морське середовище, багате на хлориди, як у шельфі, так і на суші, а також високі температури та навіть забруднення поверхні труб збільшують потенціал для 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 під час електрохімічних реакцій, що призводить до розчинення заліза в металі 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 витоків.
Труби більш схильні до точкової корозії, коли їхня зовнішня поверхня забруднена (Рисунок 1). Наприклад, забруднення від зварювальних та шліфувальних робіт може пошкодити пасивуючий оксидний шар труби, тим самим утворюючи та прискорюючи точкову корозію. Те саме стосується простої боротьби із забрудненням з труб. Крім того, коли краплі розсолу випаровуються, вологі кристали солі, що утворюються на трубах, роблять те саме, захищаючи оксидний шар, і можуть призвести до точкової корозії. Щоб запобігти цим типам забруднення, підтримуйте чистоту труб, регулярно промиваючи їх прісною водою.
Рисунок 1 – Труба з нержавіючої сталі 316/316L, забруднена кислотою, розсолом та іншими відкладеннями, дуже схильна до точкової корозії.
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 вона виникає на трубах, які мають щільні проміжки між навколишніми матеріалами, такими як труби, закріплені затискачами, або труби, щільно встановлені поруч. Коли розсіл просочується в щілину, з часом у ній утворюється хімічно агресивний підкислений розчин хлориду заліза (FeCl3), що прискорює щілинну корозію (Рисунок 2). Оскільки самі щілини збільшують ризик корозії, щілинна корозія може виникати за температур, значно нижчих за точкову корозію.
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 щілині.
Щілинна корозія зазвичай імітує точкову корозію, яка спочатку утворюється в щілині, що утворюється між відрізком труби та опорним затискачем труби. Однак через збільшення концентрації Fe++ у рідині всередині тріщини початковий кратер стає все більшим і більшим, поки не покриє всю тріщину. Зрештою, щілинна корозія може перфорувати трубу.
Найбільший ризик корозії становлять вузькі тріщини. Тому хомути для труб, які охоплюють більшу частину кола труби, як правило, становлять більший ризик, ніж відкриті хомути, які мінімізують поверхню контакту між трубою та хомутом. Техніки з технічного обслуговування можуть допомогти зменшити ймовірність пошкодження або поломки щілинною корозією, регулярно відкриваючи хомути та перевіряючи поверхню труби на наявність корозії.
Найкраще запобігти точковій та щілинній корозії можна, вибравши правильний металевий сплав для конкретного застосування. Розробники проектів повинні ретельно вибирати оптимальний матеріал для труб, щоб мінімізувати ризик корозії, виходячи з робочого середовища, умов процесу та інших змінних.
Щоб допомогти розробникам оптимізувати вибір матеріалів, вони можуть порівняти значення PREN металів, щоб визначити їхню стійкість до локалізованої корозії. PREN можна розрахувати на основі хімічного складу сплаву, включаючи вміст хрому (Cr), молібдену (Mo) та азоту (N), наступним чином:
PREN збільшується зі вмістом у сплаві корозійностійких елементів хрому, молібдену та азоту. Залежність PREN базується на критичній температурі точкової корозії (CPT) – найнижчій температурі, за якої спостерігається точкова корозія – для різних нержавіючих сталей залежно від хімічного складу. По суті, PREN пропорційна CPT. Тому вищі значення PREN вказують на вищу стійкість до точкової корозії. Невелике збільшення PREN еквівалентне лише невеликому збільшенню CPT порівняно зі сплавом, тоді як значне збільшення PREN вказує на значне покращення характеристик до значно вищої CPT.
У таблиці 1 порівнюються значення PREN різних сплавів, які зазвичай використовуються в морських нафтогазових системах. У ній показано, як специфікація може значно покращити корозійну стійкість шляхом вибору трубного сплаву вищого сорту. PREN збільшується лише незначно при переході від нержавіючої сталі 316 до нержавіючої сталі 317. Для значного підвищення продуктивності ідеально використовувати супераустенітну нержавіючу сталь 6Mo або супердуплексну нержавіючу сталь 2507.
Вищі концентрації нікелю (Ni) у нержавіючій сталі також підвищують стійкість до корозії. Однак вміст нікелю в нержавіючій сталі не входить до рівняння PREN. У будь-якому випадку часто вигідно вибирати нержавіючі сталі з вищими концентраціями нікелю, оскільки цей елемент допомагає повторно пасивувати поверхні, які мають ознаки локалізованої корозії. Нікель стабілізує аустеніт і запобігає утворенню мартенситу під час згинання або холодного волочіння твердих труб 1/8. Мартенсит – це небажана кристалічна фаза в металах, яка знижує стійкість нержавіючої сталі до локалізованої корозії, а також до розтріскування під напругою, викликаного хлоридами. Вищий вміст нікелю, щонайменше 12% у сталі 316/316L, також бажаний для застосувань, що включають газоподібний водень під високим тиском. Мінімальна концентрація нікелю, необхідна для нержавіючої сталі 316/316L у стандартній специфікації ASTM, становить 10%.
Локалізована корозія може виникати будь-де на трубах, що використовуються 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 монтажними елементами. Використовуючи PREN як основу, розробник може вибрати найкращий сплав для труб, щоб мінімізувати ризик будь-якого виду локалізованої 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 молібдену 6 супер аустенітної або 2507 супер дуплексної нержавіючої сталі, оскільки ці матеріали мають чудову стійкість до локальної корозії та розтріскування під напругою від хлоридів. Для холоднішого клімату може бути достатньо труб 316/316L, особливо якщо встановлено історію 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 труб 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, підвищуючи безпеку та ефективність, а також зменшуючи ймовірність втрати продукції або викидів неконтрольованих викидів.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
«Журнал нафтових технологій» – це флагманський журнал Товариства інженерів-нафтовиків, який надає авторитетні огляди та статті про досягнення в технологіях розвідки та видобутку, питання нафтогазової промисловості, а також новини про SPE та її членів.