بررسی علل شکست طولی در لوله های فولادی Api 5lحاوی سیال نفت و گاز

شروع موضوع توسط ejosh ‏10 آوریل 2017 در انجمن بازرسی خط لوله (PIPE LINE)

  1. ejosh

    ejosh Administrator عضو کادر مدیریت

    تاریخ عضویت:
    ‏9 آوریل 2017
    ارسال ها:
    35
    تشکر شده:
    20
    از آنجا که خطوط لوله مطمئن ترین و اقتصادی ترین روش انتقال گاز، نفت خام و فرآورده های نفتی به اقصی نقاط دنیا می باشند و از نظر زیست محیطی نیز آثار مخرب کمتری بر جای می گذارند، لذا موضوع انتقال انرژی از طریق خطوط لوله از جایگاه ویژه ای برخوردار است. جمهوري اسلامي ايران با برخورداري بيش از 14 هزار كيلومتر خطوط لوله انتقال نفت و بيش از 22 هزار كيلومتر خطوط لوله انتقال گاز داراي طولاني‌ترين شبكه خطوط لوله نفت و گاز در منطقه خاورميانه مي‌باشد، از سوي ديگر شرايط منحصر به فرد ايران از نظر حجم منابع هيدروكربوري و همچنين جايگاه كشور در ميان كشورهاي همسايه و منطقه خاورميانه، ايران را به شاهراه انتقال انرژي و نقطه اتصال منابع انرژي خاورميانه و كشورهاي منطقه به بازارهاي اروپا و آسياي جنوب شرقي مبدل نموده است.


    بر اساس آمار انجمن خطوط لوله انرژی کانادا 73 درصد ترکهای ناشی از خوردگی تنشی، طولی بوده که با توجه به عمود بودن جهت ترک به جهت تنش می توان نتیجه گرفت عامل اصلی ترکهای طولی، خوردگی تنشی می باشد.

    تجربه ثابت کرده است خوردگی تنشی متأثراز محیط خاک و خوردگی تنشی متأثراز سیال دو علت اصلی شکست خطوط لوله فولادی در تأسیسات نفتی میباشند.


    1- خوردگی تنشی متأثر از محیط خاک (Environmental Assisted Cracking)

    هرکدام از عوامل اصلی شکست ذکر شده در بالا خود شامل زیر متغیرهای دیگری نیز میگردند. به عنوان مثال تنها در محدوده شرایط محیطی خاک عواملی مانند دما، PH، میزان کربنات و بیکربنات، میزان رطوبت در حد فاصل پوشش و جدارهخارجی لوله، محدوده ولتاژ حفاظت کاتدی، نوع و وضعیت چسبندگی پوشش، هدایت الکتریکی خاک، میزان یونهای سدیم، پتاسیم، کلسیم، کلر، اکسیژن محتوی، جریانهای سرگردان، فعالیت باکتریها و ... ، جهت خطوط لوله زیرزمینی بر وقوع یا تشدید خوردگی خارجی موثر میباشند.

    خاک تودهای متشکل از مواد معدنی، مواد آلی، آب و گازها میباشد، كه خورندگي آن از دو ديدگاه قابل بررسي است. نخست آنكه تا چه ميزان ميتواند نقش الكتروليت را خوب ايفاد كند، دوم آنكه آيا داراي باكتريها يا ساير مواد خورنده است يا خير. مقاومت الكتريكي خاك، كه خود تابع عواملي همچون جنس، دما، رطوبت و ناخالصيهاي موجود در خاك است، ميزان الكتروليت بودن خاك را تعيين ميكند. فعاليت ميكروارگانيسمها نيز از ديگر دلايل خورندگي خاك است، خانواده اي از باكتريهاي بيهوازي، Sulfate Reducing Bacteria نام دارد كه موجب تهي شدن لايه هيدروژن در مجاورت ديواره لوله ميگردد. اين لايه هيدروژن در صورت وجود تا حدي لوله را در برابر خوردگي حفاظت ميكند كه با حضور اين باكتري اين حفاظت از بين ميرود. خاك داراي نمك يا سولفات، محيط مورد علاقه اين باكتري است و لايه سياه سولفيد آهن چسبيده به لوله گواه اين فعاليت است. اثر ديگر خاك به مقدار PHآن بستگي دارد. كه با توجه به ميزان PH، خوردگي تنشي محيط خاك به سه دسته تقسيم مي شود.

    1- خوردگی تنشی محیط خاک با PHبالا (High PH S.C.C) PHبيشتر از 8 و محيط بازي

    2- خوردگی تنشی محیط خاک با PHپايين (Low PH S.C.C)PH كمتر از 4 و محيط اسيدي

    3- خوردگی تنشی محیط خاک با PH نزدیک نرمال (Near Neutral S.C.C) PH بين 5 تا7

    به لحاظ آلیاژی معمولا لولههای تولیدی بر اساس استاندارد API 5L و به خصوص رده های X42تا X70مستعد خوردگی تنشی محیط خاک میباشند و با افزوده شدن استحکام تسلیم وسختی ریسک وقوع خوردگی تنشی افزایش می یابد، بدیهی است لولههای API 5Lبا در نظر گرفتن ناخالصیهای ساختاری و حضور حفرات و شیارهای ناشی از خوردگی، شرایط مستعدی را برای وقوع این نوع آسیب دارا هستند. از این رو خوردگی تنشی محیط خاک به نوعی ترک خوردگیهای متاثر از محیط اطلاق میگردد که اغلب در خطوط لوله زیر زمینی مشاهده میشود و تاثیر توأمان دو پدیده خوردگی و تنش را همراه دارد. این نوع آسیب با نفوذ خاک و رطوبت به فضای بین پوشش و جداره خارجی آن آغاز شده و با شروع خوردگیهای موضعی بسیار ریز و به تبع آن تمرکز تنش موضعی و ایجاد ترک و گسترش متناوب آن ادامه می یابد.

    منشأ تنش در این نوع خوردگی معمولأ فشار داخلی سیال، تنشهای مانده (Residual Stress) و تنشهای ثانویه (Secondary Stress) می باشد.

    خوردگی تنشی محیط خاک به لحاظ شکل ظاهری

    1- خوردگی تنشی مجزا (Isolated S.C.C)

    2- خوردگی تنشی مجتمع (Colony S.C.C)

    در نوع اول اغلب یک ترک واحد دیده میشود که به صورت شاخهای گسترش مییابد، اما در نوع دوم مجموعهای از ترکها با طولهای متفاوت و معمولأ موازی یکدیگر در سطح قطعه ظاهر می شوند که در مقطع به صورت شاخهای گسترش یافتهاند. شکل 1 تا حدودی گسترش این دو نوع ترک را در سطح و مقطع نشان میدهد.

    از دیگر نکات مشاهده شده و در خور توجه در این نوع شکست، خطوط زیرزمینی انتقال گاز میباشند که تا فاصله حداکثر20 کیلومتری پس از ایستگاه های تقویت فشار گاز هستند و متأثر از نوسانات احتمالی سیال (ضربت قوچی) در اثر کارکرد این تأسیسات می باشند.

    2- خوردگي تنشي ناشي از سيال خورنده (Fluid Assisted Cracking)

    اين نوع خوردگي محصول واكنشهايي است كه بين فولاد و فرآوردههاي عبوري از خط لوله صورت مي گيرد. ناخالصيهايي همچون CO2، H2S، كلرايد، اكسيژن، اسيدهاي آلي، آب، موادساينده، تركيبات حاوي گوگرد در مخلوط نفت وگاز، بهترين عامل ايجاد خوردگي هستند. اين خوردگيها معمولأبه صورت خوردگي عمومي (General Corrosion)، خوردگي شياري يا سايشي ( (Erosion Corrosionوخوردگي حفرهايPitting Corrosion)) هستند كه در اثر تشكيل پيل گالوانيك با تمركز سلولها (اكسيژن) خوردگي ايجاد ميشود و با حضور آلياژ مستعد و تنش، خوردگي داخلي منجر به شكست ميشود.

    بنا براين نوع سيال جريان يافته در خط از اهميت ويژه اي برخورداراست.

    منشأ توليد نفت وگاز

    مواد آلي سنگهاي منشأ (Source Rock) مانند سنگهاي شيلي در مرحله دياژنز به علت وجود باكتري و حرارت به كروژن تبديل ميشوند. ماده كروژن ضمن اعمال حرارت و فشار در زير زمين تبديل به نفت و گاز ميگردد. اين سيالات پس از تشكيل به سنگ مخزن نفت كه مشتمل بر دو دسته سنگهاي مخازن تخريبي و كربناته هستند مهاجرت ميكنند. اكثر مخازن نفتي و گازي شناخته شده در جنوب غربي ايران از نوع مخازن كربناته هستند. اين مخازن شامل سازندهاي آسماري، بنگستان، خامي، كازرون و جهرم ميباشند كه بيشترين نفت وگاز توليدي از دو سازند آسماري و بنگستان ميباشد . معمولأ نفت مخازن آسماري شيرين و نفت مخازن بنگستان ترش ميباشد. كه در اين محيطها مكانيزمهاي مختلفي همچون خوردگي داخلي ترش وخوردگي داخلي شيرين باعث تخريب و ناتواني لوله ميشوند. در خوردگي داخلي ترش وجود گاز H2S و در خوردگي شيرين وجود گازCO2 همراه با سيال منجر به خوردگي ودر نهايت شكست مي گردند.

    خوردگي ترش ( (Sour Corrosion

    انجمن خوردگي (NACE International) محيط ترش را براي سيالهاي گازي و چند فازي در استاندارد MRO175‌‌‌‌‌‌‌‌‌‌‌] 3‍‍‍‍‍‍‍‍‍[ تعريف نموده است. بر اساس مفاد اين استاندارد محيط گازي ترش به محيطي اطلاق ميگردد كه داراي فشار كل حداقل 65PSI و فشار جزئيH2S در گاز بيش از0.05PSI باشد.

    سولفيد هيدروژن به همراه آب در محيط ترش منجر به تخريب خطوط لوله با مكانيزمهاي زير می شود.

    1- كاهش وزن ناشي از خوردگي (Weight Loss Corrosion)

    2- ترك خوردگي سولفيدي S.C.C(Sulfide Stress Cracking)

    3- ترك خوردگي هيدروژني H.I.C((Hydrogen Induced Cracking

    4- ترك القايي هيدروژني ناشي از تنش جهتدار S.O.H.I.C(Hydrogen Induced Cracking Stress Oriented

    خود ترك خوردن هيدروژني HIC مشتمل بر دو حالت زير است.

    1- تاول زدن هيدروژني

    2- ترك خوردن پلكاني

    خوردگي شيرين (Sweet Corrosion)

    در اين نوع خوردگي دياكسيد كربن موجود در سازندهاي نفتي كه همراه سيال نفت و گاز وارد تأسيسات سر چاهي، خطوط لوله انتقال و تأسيسات فراورش ميگردد ، غالبأ با انحلال در آب و تشكيل اسيدكربنيك ميتواند به بالا رفتن يونهاي كربنات و بيكربنات منجر گردد . با افزايش ميزان CO2 سيستمهاي تعادلي به سمت تشكيل نمكهايي چون بيكربنات كلسيم رفته و از مقادير كربنات كلسيم كه معمولأ حالت رسوب پايداري داشته و خود به عنوان يك فيلم محافظ ((Protective Film عمل مينمايد كاسته شود. لذا شدت خوردگي به خصوص به صورت موضعي آن با مقادير CO2 سيال رابطه مستقيم دارد . بررسيها اغلب نشان ميدهد افزايش غلظت آب، بالا رفتن فشار جزئي گاز CO2، افزايش دما، تلاطم جريان ((Turbulence، كاهش PH سيال، وجود شن و آب نمك و يونهاي سديم، پتاسيم، كلسيم، كلر و سرعت حركت سيال بر افزايش نرخ اين نوع خوردگي منتهي ميشود.

    پیشنهادات:

    الف) راهکارهای پیشنهادی جهت کاهش احتمال خوردگی تنشی متأثر از محیط خاک

    غالب توصیه های ارائه شده برای کاهش احتمال وقوع خوردگی تنشی محیط خاک بر مبنای حذف یکی از سه متغیر اصلی مؤثر تنش، آلیاژ مستعد و محیط مناسب استوار می باشد.

    استفاده از لوله های با استحکام تسلیم پایین به دلیل محدودیتهایی که شرایط طراحی دیکته مینماید در اغلب موارد عملی نمیباشد، از طرفی حذف منشأ تنش که معمولأ فشار داخلی سیال میباشد نیز عملأ امکان پذیر نیست لذا مناسب ترین گزینه تمرکز به متغیر محیط بوده به نحوی که با استفاده از پوششهای با درجه چسبندگی بالاتر مناسب با درجه حرارت لوله و محیط جغرافیایی و حذف کامل تماس خاک با جداره خارجی خط لوله و همچنین حفاظت کاتدی مناسب، می توان در تقلیل ریسک وقوع این پدیده مؤثر عمل نمود. بدیهی است استفاده از لوله های با کیفیت بالا و فاقد ناخالصیهای حین تولید با فازهای سخت حاصل از عملیات حرارتی وجوشکاری و همچنین احتیاط کامل در استفاده از لوله های با درز جوش مارپیچی به دلیل طولانی بودن خط جوش به عنوان دیگر عوامل نباید از نظر دور بماند.

    ب) راهکارهای پیشنهادی جهت کاهش احتمال خوردگی تنشی متأثر از محیط سیال

    به منظور جلوگیری از رخ دادن این نوع شکست راهکارهایی همچون احداث کارخانه هایی جهت جدا کردن گازهای خورنده،آب و نمک وشن و ماسه همراه سیال، ايجاد يك پوشش مقاوم پلاستيكي در داخل لوله، استفاده از آلياژهاي مقاوم به خوردگي، استفاده از لوله هاي غير فلزي، استفاده از تثبيت كننده PH، جلوگیری از تلاطم فشار، تزریق مواد ممانعت کننده خوردگی ، بازرسی های دورهای، انجام آزمایشات غیر مخرب و حداقل کردن مکانهای Low Point را می توان نام برد.

    نتيجه گيري :

    تجربه ثابت كرده خوردگي تنشي متأثر از محيط خاك و خوردگي تنشي متأثر از سيال خورنده دو علت اصلي شكست در خطوط لوله فولادي حاوي سيال نفت و گاز ساخته شده مطابق استاندارد API 5Lمي باشند. آلياژ مستعد، محيط مناسب، نوع سيال و تنشهاي نهفته و اعمالي در خطوط لوله به همراه زير متغيرهايشان در وقوع اين دو نوع شكست نقش مؤثري دارند.

    از اينرو جهت كاهش احتمال رخ دادن چنين حوادثي مي بايست مديريت مناسب جهت حذف يكي از عوامل اصلي ذكر شده در بالاصورت گيرد. حذف منشأ تنش که معمولأ فشار داخلی سیال میباشد عملأ امکان پذیر نیست. بنابراين مديريت مناسب در انتخاب صحيح نوع لوله با توجه به نوع سيال، محيط خاك و محل آن، چگونگي احداث خط و همچنين نوع و چگونگي اعمال حفاظت داخلي و خارجي آن مطمئنأ نقش مؤثري در كاهش احتمال وقوع اين نوع شكستها را خواهد داشت.
     

به اشتراک بگذارید