Nonostante l'intrinseca resistenza alla corrosione dei tubi in acciaio inossidabile, i tubi in acciaio inossidabile installati in ambienti marini sono soggetti a vari tipi di corrosione durante la loro vita utile prevista.Questa corrosione può portare a emissioni fuggitive, perdite di prodotto e potenziali rischi.I proprietari e gli operatori di piattaforme offshore possono ridurre il rischio di corrosione specificando fin dall'inizio materiali per tubi più resistenti per una migliore resistenza alla corrosione.Successivamente, devono rimanere vigili durante l'ispezione delle linee di iniezione chimica, delle linee idrauliche e di impulso e della strumentazione di processo e della strumentazione per garantire che la corrosione non minacci l'integrità delle tubazioni installate o comprometta la sicurezza.
La corrosione localizzata può essere trovata su molte piattaforme, navi, navi e condotte offshore.Questa corrosione può assumere la forma di vaiolatura o corrosione interstiziale, ciascuna delle quali può erodere la parete del tubo e provocare il rilascio di liquido.
Il rischio di corrosione aumenta all'aumentare della temperatura di esercizio dell'applicazione.Il calore può accelerare il degrado della pellicola protettiva esterna di ossido passivo del tubo, favorendo così la vaiolatura.
Sfortunatamente, la vaiolatura localizzata e la corrosione interstiziale sono difficili da rilevare, rendendo difficile l'identificazione, la previsione e la progettazione di questi tipi di corrosione.Dati questi rischi, i proprietari, gli operatori e i designati delle piattaforme devono prestare attenzione nella selezione del miglior materiale per tubazioni per la loro applicazione.La selezione dei materiali è la loro prima linea di difesa contro la corrosione, quindi è molto importante farlo bene.Fortunatamente, possono utilizzare una misura molto semplice ma molto efficace della resistenza alla corrosione localizzata, il Pitting Resistance Equivalent Number (PREN).Maggiore è il valore PREN di un metallo, maggiore è la sua resistenza alla corrosione localizzata.
Questo articolo esaminerà come identificare la vaiolatura e la corrosione interstiziale e come ottimizzare la selezione del materiale dei tubi per le applicazioni petrolifere e del gas offshore in base al valore PREN del materiale.
La corrosione localizzata si verifica in piccole aree rispetto alla corrosione generale, che è più uniforme sulla superficie metallica.La vaiolatura e la corrosione interstiziale iniziano a formarsi sui tubi in acciaio inossidabile 316 quando il film esterno di ossido passivo ricco di cromo del metallo viene rotto dall'esposizione a liquidi corrosivi, inclusa l'acqua salata.Gli ambienti marini ricchi di cloruri, così come le alte temperature e persino la contaminazione della superficie del tubo, aumentano la probabilità di degradazione di questo film di passivazione.
vaiolatura La corrosione per vaiolatura si verifica quando il film di passivazione su una sezione di tubo si rompe, formando piccole cavità o cavità sulla superficie del tubo.È probabile che tali pozzi crescano man mano che procedono le reazioni elettrochimiche, a seguito delle quali il ferro nel metallo viene dissolto in soluzione sul fondo del pozzo.Il ferro disciolto si diffonderà quindi nella parte superiore della fossa e si ossiderà per formare ossido di ferro o ruggine.Man mano che la fossa si approfondisce, le reazioni elettrochimiche accelerano, la corrosione aumenta, il che può portare alla perforazione della parete del tubo e causare perdite.
I tubi sono più suscettibili alla vaiolatura se la loro superficie esterna è contaminata (Figura 1).Ad esempio, i contaminanti delle operazioni di saldatura e molatura possono danneggiare lo strato di ossido di passivazione del tubo, formando e accelerando la vaiolatura.Lo stesso vale per affrontare semplicemente l'inquinamento delle tubature.Inoltre, mentre le gocce di sale evaporano, i cristalli di sale umido che si formano sui tubi proteggono lo strato di ossido e possono portare alla vaiolatura.Per prevenire questo tipo di contaminazione, mantieni pulite le tue tubature sciacquandole regolarmente con acqua dolce.
Figura 1. Il tubo in acciaio inossidabile 316/316L contaminato da acido, soluzione salina e altri depositi è altamente suscettibile alla vaiolatura.
corrosione interstiziale.Nella maggior parte dei casi, la vaiolatura può essere facilmente rilevata dall'operatore.Tuttavia, la corrosione interstiziale non è facile da rilevare e rappresenta un rischio maggiore per gli operatori e il personale.Questo di solito si verifica su tubi che presentano spazi ristretti tra i materiali circostanti, come tubi tenuti in posizione con fascette o tubi strettamente imballati uno accanto all'altro.Quando la salamoia penetra nell'intercapedine, nel tempo, in questa zona si forma una soluzione di cloruro ferrico acidificato chimicamente aggressivo (FeCl3), che provoca una corrosione accelerata dell'intercapedine (Fig. 2).Poiché la corrosione interstiziale per sua natura aumenta il rischio di corrosione, la corrosione interstiziale può verificarsi a temperature molto inferiori rispetto alla vaiolatura.
Figura 2 – La corrosione interstiziale può svilupparsi tra il tubo e il supporto del tubo (in alto) e quando il tubo è installato vicino ad altre superfici (in basso) a causa della formazione di una soluzione acidificata chimicamente aggressiva di cloruro ferrico nell'intercapedine.
La corrosione interstiziale di solito simula prima la vaiolatura nello spazio formato tra la sezione del tubo e il collare di supporto del tubo.Tuttavia, a causa dell'aumento della concentrazione di Fe++ nel fluido all'interno della frattura, l'imbuto iniziale diventa sempre più grande fino a coprire l'intera frattura.In definitiva, la corrosione interstiziale può portare alla perforazione del tubo.
Le crepe dense rappresentano il maggior rischio di corrosione.Pertanto, le fascette stringitubo che circondano un'ampia porzione della circonferenza del tubo tendono ad essere più rischiose delle fascette aperte, che riducono al minimo la superficie di contatto tra tubo e fascetta.I tecnici dell'assistenza possono aiutare a ridurre la possibilità di danni o guasti da corrosione interstiziale aprendo regolarmente gli infissi e ispezionando le superfici dei tubi per la corrosione.
La vaiolatura e la corrosione interstiziale possono essere prevenute scegliendo la giusta lega metallica per l'applicazione specifica.Gli specificatori devono esercitare la dovuta diligenza nella scelta del materiale ottimale per le tubazioni per ridurre al minimo il rischio di corrosione, a seconda dell'ambiente operativo, delle condizioni di processo e di altre variabili.
Per aiutare i committenti a ottimizzare la scelta dei materiali, possono confrontare i valori PREN dei metalli per determinarne la resistenza alla corrosione localizzata.PREN può essere calcolato dalla chimica della lega, compreso il suo contenuto di cromo (Cr), molibdeno (Mo) e azoto (N), come segue:
PREN aumenta con il contenuto di elementi resistenti alla corrosione di cromo, molibdeno e azoto nella lega.Il rapporto PREN si basa sulla temperatura critica di vaiolatura (CPT) - la temperatura più bassa alla quale si verifica la vaiolatura - per vari acciai inossidabili a seconda della composizione chimica.Essenzialmente, PREN è proporzionale a CPT.Pertanto, valori PREN più elevati indicano una maggiore resistenza alla vaiolatura.Un piccolo aumento di PREN equivale solo a un piccolo aumento di CPT rispetto alla lega, mentre un forte aumento di PREN indica un miglioramento significativo delle prestazioni rispetto a un CPT molto più elevato.
La tabella 1 confronta i valori PREN per varie leghe comunemente utilizzate nell'industria petrolifera e del gas offshore.Mostra come le specifiche possono migliorare notevolmente la resistenza alla corrosione selezionando una lega per tubi di qualità superiore.PREN aumenta leggermente da 316 SS a 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS o Super Duplex 2507 SS sono ideali per significativi miglioramenti delle prestazioni.
Maggiori concentrazioni di nichel (Ni) nell'acciaio inossidabile aumentano anche la resistenza alla corrosione.Tuttavia, il contenuto di nichel dell'acciaio inossidabile non fa parte dell'equazione PREN.In ogni caso, spesso è vantaggioso scegliere acciai inossidabili con un contenuto di nichel più elevato, in quanto questo elemento aiuta a ripassivare le superfici che presentano segni di corrosione localizzata.Il nichel stabilizza l'austenite e previene la formazione di martensite durante la piegatura o la trafilatura a freddo di tubi rigidi da 1/8.La martensite è una fase cristallina indesiderabile nei metalli che riduce la resistenza dell'acciaio inossidabile alla corrosione localizzata e alla rottura da stress indotta da cloruri.Il contenuto di nichel più elevato di almeno il 12% nell'acciaio 316/316L è anche auspicabile per applicazioni con gas idrogeno ad alta pressione.La concentrazione minima di nichel richiesta per l'acciaio inossidabile ASTM 316/316L è del 10%.
La corrosione localizzata può verificarsi ovunque in una tubazione utilizzata in un ambiente marino.Tuttavia, la vaiolatura è più probabile che si verifichi in aree già contaminate, mentre la corrosione interstiziale è più probabile che si verifichi in aree con spazi ristretti tra il tubo e l'attrezzatura di installazione.Utilizzando il PREN come base, il committente può selezionare il miglior grado di tubo per ridurre al minimo il rischio di qualsiasi tipo di corrosione localizzata.
Tuttavia, tieni presente che ci sono altre variabili che possono influenzare il rischio di corrosione.Ad esempio, la temperatura influisce sulla resistenza dell'acciaio inossidabile alla vaiolatura.Per i climi marittimi caldi, i tubi in acciaio super austenitico 6 molibdeno o in acciaio inossidabile super duplex 2507 dovrebbero essere presi seriamente in considerazione perché questi materiali hanno un'eccellente resistenza alla corrosione localizzata e alla rottura del cloruro.Per climi più freddi, un tubo 316/316L può essere sufficiente, specialmente se c'è una storia di utilizzo di successo.
I proprietari e gli operatori di piattaforme offshore possono anche adottare misure per ridurre al minimo il rischio di corrosione dopo l'installazione dei tubi.Dovrebbero mantenere i tubi puliti e regolarmente lavati con acqua dolce per ridurre il rischio di vaiolatura.Dovrebbero anche chiedere ai tecnici della manutenzione di aprire i morsetti durante le ispezioni di routine per verificare la corrosione interstiziale.
Seguendo i passaggi precedenti, i proprietari e gli operatori della piattaforma possono ridurre il rischio di corrosione dei tubi e relative perdite nell'ambiente marino, migliorare la sicurezza e l'efficienza e ridurre la possibilità di perdite di prodotto o emissioni fuggitive.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Il Journal of Petroleum Technology, la rivista di punta della Society of Petroleum Engineers, fornisce riassunti e articoli autorevoli sui progressi nella tecnologia a monte, questioni relative all'industria petrolifera e del gas e notizie su SPE e i suoi membri.