Nonostante l'intrinseca resistenza alla corrosione dei tubi in acciaio inossidabile, i tubi in acciaio inossidabile installati in ambienti marini subiscono diversi tipi di corrosione durante la loro durata prevista. Questa corrosione può causare emissioni fuggitive, perdita di prodotto e potenziali rischi. I proprietari e gli operatori delle piattaforme offshore possono ridurre il rischio di corrosione specificando materiali per tubi più resistenti che offrano una migliore resistenza alla corrosione. Successivamente, devono rimanere vigili durante l'ispezione delle linee di iniezione chimica, idrauliche e di impulso, nonché della strumentazione di processo e delle apparecchiature di rilevamento per garantire che la corrosione non minacci l'integrità delle tubazioni installate e non ne comprometta la sicurezza.
La corrosione localizzata può essere riscontrata su molte piattaforme, imbarcazioni, navi e tubazioni in installazioni offshore. Questa corrosione può presentarsi sotto forma di corrosione puntiforme o fessurativa, entrambe in grado di erodere la parete della tubazione e causare la fuoriuscita di fluido.
Il rischio di corrosione aumenta all'aumentare della temperatura di esercizio dell'applicazione. Il calore può accelerare la distruzione della pellicola protettiva esterna di ossido passivo del tubo, favorendo così la formazione di corrosione puntiforme.
Sfortunatamente, la corrosione localizzata e la corrosione interstiziale possono essere difficili da rilevare, rendendo questi tipi di corrosione più difficili da identificare, prevedere e progettare. Dati questi rischi, i proprietari, gli operatori e i designati della piattaforma devono prestare attenzione quando selezionano il miglior materiale per le tubazioni per la loro applicazione. La selezione del materiale è la loro prima linea di difesa contro la corrosione, quindi è importante farla bene. Fortunatamente, possono scegliere utilizzando 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.
In questo articolo verrà illustrato come identificare la corrosione puntiforme e interstiziale e come ottimizzare la selezione dei materiali per le tubazioni per applicazioni offshore nel settore petrolifero e del gas 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 del metallo. La corrosione per vaiolatura e per fessure inizia a formarsi sui tubi in acciaio inossidabile 316 quando la pellicola esterna di ossido passivo ricco di cromo del metallo si rompe a causa dell'esposizione a fluidi corrosivi, tra cui l'acqua salata. Gli ambienti marini ricchi di cloruri, sia offshore che onshore, così come le alte temperature e persino la contaminazione della superficie dei tubi, aumentano il potenziale di degradazione di questa pellicola di passivazione.
corrosione puntiforme. La corrosione puntiforme si verifica quando la pellicola di passivazione su un tratto di tubo viene distrutta, formando piccole cavità o cavità sulla superficie del tubo. È probabile che tali cavità aumentino man mano che si verificano reazioni elettrochimiche, provocando la dissoluzione del ferro presente nel metallo nella soluzione sul fondo della cavità. Il ferro disciolto si diffonderà quindi verso la parte superiore della cavità e si ossiderà formando ossido di ferro o ruggine. Man mano che la cavità si approfondisce, le reazioni elettrochimiche accelerano, la corrosione si intensifica e può portare alla perforazione della parete del tubo e a perdite.
I tubi sono più suscettibili alla corrosione puntiforme quando la loro superficie esterna è contaminata (Figura 1). Ad esempio, la contaminazione derivante da operazioni di saldatura e molatura può danneggiare lo strato di ossido passivante del tubo, formando e accelerando così la corrosione puntiforme. Lo stesso vale per la semplice gestione della contaminazione dei tubi. Inoltre, quando le goccioline di salamoia evaporano, i cristalli di sale umido che si formano sui tubi fanno lo stesso per proteggere lo strato di ossido e possono portare alla corrosione puntiforme. Per prevenire questi tipi di contaminazione, mantieni puliti i tuoi tubi lavandoli regolarmente con acqua dolce.
Figura 1 – I tubi in acciaio inossidabile 316/316L contaminati da acido, salamoia e altri depositi sono altamente suscettibili alla corrosione puntiforme.
Corrosione interstiziale. Nella maggior parte dei casi, la corrosione puntiforme può essere facilmente identificata dall'operatore. Tuttavia, la corrosione interstiziale non è facile da rilevare e rappresenta un rischio maggiore per gli operatori e il personale. Di solito si verifica su tubi che presentano spazi ristretti tra i materiali circostanti, come tubi tenuti in posizione con fascette o tubi installati strettamente uno accanto all'altro. Quando la salamoia si infiltra nella fessura, nel tempo si forma nell'area una soluzione di cloruro ferrico acidificato (FeCl3) chimicamente aggressiva che provoca una corrosione interstiziale accelerata (Figura 2). Poiché le fessure stesse aumentano il rischio di corrosione, la corrosione interstiziale può verificarsi a temperature molto inferiori alla corrosione puntiforme.
Figura 2 – La corrosione interstiziale può svilupparsi tra il tubo e il suo supporto (in alto) e quando il tubo è installato vicino ad altre superfici (in basso) a causa della formazione di una soluzione di cloruro ferrico acidificato chimicamente aggressiva nella fessura.
La corrosione interstiziale solitamente simula la corrosione per vaiolatura inizialmente nella fessura formata tra un tratto di tubo e la fascetta di supporto del tubo. Tuttavia, a causa della crescente concentrazione di Fe++ nel fluido all'interno della frattura, il cratere iniziale diventa sempre più grande fino a coprire l'intera frattura. Infine, la corrosione interstiziale può perforare il tubo.
Le crepe strette rappresentano il rischio maggiore di corrosione. Pertanto, le fascette stringitubo che avvolgono la maggior parte della circonferenza del tubo tendono a presentare un rischio maggiore rispetto alle fascette aperte, che riducono al minimo la superficie di contatto tra il tubo e la fascetta. I tecnici della manutenzione possono contribuire a ridurre la probabilità che la corrosione interstiziale causi danni o guasti aprendo regolarmente le fascette e ispezionando la superficie del tubo per verificare la presenza di corrosione.
La corrosione puntiforme e interstiziale può essere prevenuta al meglio scegliendo la lega metallica adatta all'applicazione. I progettisti devono esercitare la dovuta diligenza per selezionare il materiale ottimale per le tubazioni, al fine di ridurre al minimo il rischio di corrosione in base all'ambiente operativo, alle condizioni di processo e ad altre variabili.
Per aiutare i progettisti a ottimizzare la selezione dei materiali, possono confrontare i valori PREN dei metalli per determinarne la resistenza alla corrosione localizzata. Il PREN può essere calcolato dalla composizione chimica della lega, incluso il contenuto di cromo (Cr), molibdeno (Mo) e azoto (N), come segue:
PREN aumenta con il contenuto di elementi resistenti alla corrosione come cromo, molibdeno e azoto nella lega. La relazione PREN si basa sulla temperatura critica di corrosione (CPT), ovvero la temperatura più bassa alla quale si osserva la corrosione puntiforme, per vari acciai inossidabili in relazione alla composizione chimica. In sostanza, PREN è proporzionale a CPT. Pertanto, valori PREN più elevati indicano una maggiore resistenza alla corrosione puntiforme. Un piccolo aumento di PREN equivale solo a un piccolo aumento di CPT rispetto alla lega, mentre un grande aumento di PREN indica un miglioramento significativo delle prestazioni con una CPT significativamente più elevata.
La tabella 1 confronta i valori PREN di varie leghe comunemente utilizzate nelle applicazioni offshore nel settore petrolifero e del gas. Mostra come le specifiche possano migliorare significativamente la resistenza alla corrosione selezionando una lega per tubi di qualità superiore. Il PREN aumenta solo leggermente passando dall'acciaio inossidabile 316 all'acciaio inossidabile 317. Per un aumento significativo delle prestazioni, l'ideale è utilizzare acciaio inossidabile super austenitico 6Mo o acciaio inossidabile super duplex 2507.
Concentrazioni più elevate di nichel (Ni) nell'acciaio inossidabile migliorano anche la resistenza alla corrosione. Tuttavia, il contenuto di nichel dell'acciaio inossidabile non fa parte dell'equazione PREN. In ogni caso, è spesso utile specificare acciai inossidabili con concentrazioni di nichel più elevate, poiché questo elemento aiuta a ripassitare le superfici che mostrano 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 duri da 1/8. La martensite è una fase cristallina indesiderata nei metalli che riduce la resistenza dell'acciaio inossidabile alla corrosione localizzata e alle cricche da stress indotte da cloruri. Un contenuto di nichel più elevato, pari ad almeno il 12%, nel 316/316L è auspicabile anche per applicazioni che coinvolgono idrogeno gassoso ad alta pressione. La concentrazione minima di nichel richiesta per l'acciaio inossidabile 316/316L nelle specifiche standard ASTM è del 10%.
La corrosione localizzata può verificarsi in qualsiasi punto dei tubi utilizzati in ambienti marini. Tuttavia, la corrosione puntiforme è più probabile che si verifichi in aree già contaminate, mentre la corrosione interstiziale è più probabile che si verifichi in aree con spazi stretti tra il tubo e l'hardware di montaggio. Utilizzando PREN come base, lo specificatore può selezionare la migliore lega per tubi per ridurre al minimo il rischio di qualsiasi tipo di corrosione localizzata.
Tuttavia, occorre tenere presente che ci sono altre variabili che possono influire sul rischio di corrosione. Ad esempio, la temperatura influisce sulla resistenza alla corrosione puntiforme dell'acciaio inossidabile. Per i climi marini caldi, si dovrebbero prendere in seria considerazione i tubi in acciaio inossidabile super austenitico al molibdeno 6 o super duplex 2507, perché questi materiali hanno un'eccellente resistenza alla corrosione localizzata e alla criccatura da stress da cloruro. Per i climi più freddi, i tubi in 316/316L potrebbero essere sufficienti, soprattutto se è stata consolidata una storia di utilizzo positivo.
I proprietari e gli operatori delle piattaforme offshore possono anche adottare misure per ridurre al minimo il rischio di corrosione dopo l'installazione dei tubi. Devono mantenere i tubi puliti e sciacquarli regolarmente con acqua dolce per ridurre il rischio di corrosione puntiforme. Devono inoltre far aprire le fascette dei tubi dai tecnici della manutenzione durante le ispezioni di routine per verificare la presenza di corrosione interstiziale.
Seguendo i passaggi sopra descritti, i proprietari e gli operatori delle piattaforme possono ridurre il rischio di corrosione delle tubazioni e delle relative perdite negli ambienti marini, migliorando la sicurezza e l'efficienza e riducendo al contempo la possibilità di perdite di prodotto o di rilascio di emissioni fuggitive.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Il Journal of Petroleum Technology è la rivista di punta della Society of Petroleum Engineers e fornisce resoconti autorevoli e approfondimenti sui progressi nelle tecnologie di esplorazione e produzione, sulle problematiche del settore petrolifero e del gas e notizie sulla SPE e sui suoi membri.